1. виды ремонтных работ на газопроводе icon

1. виды ремонтных работ на газопроводе



Смотрите также:




СОДЕРЖАНИЕ


ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………….3

1. ВИДЫ РЕМОНТНЫХ РАБОТ НА ГАЗОПРОВОДЕ……………………….....6

1.1. Текущий ремонт газопроводов………………………………………………6

1.2. Капитальный ремонт газопроводов……………………………....….…..…..8

1.3. Экономическая эффективность применения методов ремонта

газопроводов без остановки перекачки газа……………......…………........10

2. ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЙ РЕМОНТА ГАЗОПРОВОДОВ БЕЗ

ПРЕКРАЩЕНИЯ ПЕРЕКАЧКИ ГАЗА ………………………………..……....15

2.1. Технология ремонта газопровода с вырезкой дефектного

участка газопровода………………….………..…………………………....15

2.2. Композитно-муфтовая технология ремонта….…………………………....17

2.3. Способ ремонта сквозных отверстий магистрального газопровода

полимерным рукавом…..…………...……………………………….......…..22

2.4. Напыляемые полимочевинные эластомерные покрытия…………………25

2.5. Сводный анализ технологий ремонта газопроводов…………………........31

ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………….………………………………………………36

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ……..…………………….….39

ВВЕДЕНИЕ


Одной из важнейших проблем развития газовой промышленности является повышение уровня эксплуатационной надежности магистральных газопроводов с целью поставки запланированных объемов газа отечественным и зарубежным потребителям. Главная задача в транспортировке газа - обеспечение надежного функционирования системы магистральных газопроводов за счет комплекса плановых мероприятий, в том числе капитального ремонта.

Анализ технического состояния газопроводов России показывает следующее: средний возраст магистральных газопроводов равняется 27-ми годам; из 150 000 км газопровода всей страны около 36 000 км нуждаются в переизоляции и ремонте [1].

Старение трубопроводов объективно связано с увеличением рисков при эксплуатации. Это объясняется снижением защитных свойств изоляционных покрытий, накоплением и развитием дефектов в трубах и сварных соединениях, изменением напряженно-деформированного состояния, процессами старения самого трубного металла.

Неотъемлемой частью рациональной системы обслуживания трубопроводов является их своевременный ремонт. Эффективность ремонта зависит от получения достоверных данных о дефектах и местах их расположения на трубопроводе (это позволяет определять объемы ремонта, сроки и средства на его проведение) и от используемой технологии работ.

^ Текущий ремонт - минимальный по объему и содержанию вид ремонта, осуществляемый в процессе эксплуатации и заключающийся в систематически и своевременно проводимых работах по предупреждению преждевременного износа линейных сооружений, устранению мелких повреждений и неисправностей. Текущий ремонт подразделяется на профилактический, количественно и качественно определенный и планируемый заранее по объему и выполнению, и неплановый - по фактическому техническому состоянию, определяемый в процессе эксплуатации и осмотров.

^ Капитальный ремонт - наибольший по объему и содержанию вид ремонта, который производится при достижении предельных величин износа в линейных сооружениях и связан с разборкой, восстановлением и заменой изношенных или неисправных составных частей сооружений. K этому виду ремонта относятся: замена дефектных участков трубопровода и антикоррозионной изоляции, запорной арматуры; устранение дефектов труб нефтепровода; прокладка нового дюкера; берего- и дноукрепительные работы на водных переходах; сооружение защитных кожухов на пересечениях с железными и шоссейными дорогами; ремонт и восстановление защитных противопожарных сооружений, земляных дамб на переходах через овраги; ремонт блок-постов и т.п. [2].

В случаях повреждения газопровода с потерей герметичности проводится аварийный ремонт.

Своевременное и качественное проведение ремонтных работ способствует улучшению использования газопроводов и сооружений и обеспечивает бесперебойное снабжение потребителей газом.

На сегодняшний день газ – важное топливо, которое используется в автомобильном транспорте, в отоплении жилья, в качестве бытового газа. Поэтому бесперебойная поставка газа чрезвычайно важна, что является одной из важных проблем в газовой отрасли [1].

^ В курсовой работе рассматривается проблема разработки и использования новых методов ремонта газопроводов с экономией времени, ресурсов при сохранении подачи газа.

Прежде всего, технология ремонта должна быть универсальной и простой, обеспечивать массовый ремонт магистральных трубопроводов высокого давления и большого диаметра с повреждениями различного вида, а также необходимо, чтобы ремонт был выборочным и проводился без остановки эксплуатации газопроводов.

^ Цель курсовой работы: рассмотреть и проанализировать различные аспекты применения технологий ремонта газопровода без прекращения перекачки газа.

Задачами курсовой работы являются:

  1. рассмотреть виды ремонтных работ на газопроводе и дать экономическую оценку применения технологий ремонта газопроводов без прекращения перекачки газа;

  2. изучить и проанализировать применение технологий ремонта газопроводов без прекращения перекачки газа:

    • технология ремонта газопровода с вырезкой дефектного участка газопровода;

    • композитно-муфтовая технология ремонта;

    • способ ремонта сквозных отверстий магистрального газопровода полимерным рукавом;

    • напыляемые полимочевинные эластомерные покрытия.

Объектом исследования курсовой работы являются организационные системы и методы ремонта газопроводов.

Предмет исследования курсовой работы – методы ремонта газопроводов без прекращения перекачки газа.

  1. ^ ВИДЫ РЕМОНТНЫХ РАБОТ НА ГАЗОПРОВОДЕ


Важное значение в бесперебойной работе газопроводов имеет их ремонт.

Ремонтные работы представляют собой совокупность мер по поддержанию газопроводов и других сооружений в состоянии технической готовности и по сохранению этими сооружениями необходимых эксплуатационных качеств. Основное внимание работников газовых хозяйств должно быть сосредоточено на предупреждении аварий и поддержании газопроводов и оборудования в хорошем состоянии. Это достигается с помощью системы планово-предупредительного ремонта, который представляет собой комплекс периодически осуществляемых организационно-технических мероприятий по надзору и уходу за сооружениями, по проверкам оборудования и производству всех видов ремонта. Система планово-предупредительного ремонта предусматривает выполнение профилактических работ, текущего и капитального ремонтов [12].

К профилактическим работам относят периодические осмотры, а также устранение мелких неисправностей, выявленных в процессе осмотра.

Текущий ремонт заключается в устранении небольших неисправностей и повреждений газопроводов и сооружений, а также в проведении ревизий отдельного оборудования.

В процессе капитального ремонта заменяют изношенные узлы и детали, разбирают оборудование, заменяют отдельные участки газопровода. При капитальном ремонте устраняют износ и восстанавливают первоначальное состояние газопроводов [2].


1.1.Текущий ремонт газопроводов


Текущий ремонт производят, главным образом, для устранения причин, вызвавших утечку газа.

Подразделение работ по текущему ремонту представлено на Рис. 1.1.



Рис.1.1. Подразделение работ по текущему ремонту


Непредвиденный текущий ремонт заключается в срочном исправлении повреждений, которые могут быть заранее обнаружены и устранены при профилактическом ремонте [5].

При текущем ремонте устраняются все дефекты, выявленные в результате проведения работ по техническому обслуживанию газопроводов.

К текущему ремонту относят следующие работы:

  • устранение мелких дефектов и утечек на арматуре, ремонт разрывов стыков варкой катушек, ремонт отдельных мест повреждений изоляции;

  • устранение провеса надземных газопроводов, восстановление или замена креплений надземных газопроводов;

  • окраска надземных газопроводов;

  • приведение в порядок настенных знаков;

  • проверка состояния люков, крышек колодцев, коверов и устранение перекосов, оседаний и других неисправностей;

  • окраска люков колодцев и коверов;

  • разборка задвижек, замена износившихся деталей, шабровка, расточка или замена уплотнительных колец и т. д.;

  • окраска задвижек, кранов и компенсаторов;

  • проверка плотности резьбовых соединений конденсатосборников, устранение повреждений их оголовков, наращивание или обрезка выводных трубок конденсатосборников и контрольных трубок;

  • проверка подземных вводов газопроводов в здания и приведение их в надлежащее состояние;

  • растворение льда в стояках конденсатосборников и гидрозатворов специальными растворителями с последующим удалением конденсата;

  • очистка конденсатосборников от грязи путем подачи через стояк воды с последующим удалением осадка насосом;

  • замена неисправных деталей конденсатосборников и гидрозатворов [5, 12].

Работы по текущему ремонту должны выполняться по графику, утвержденному главным инженером предприятия. Ремонт запорной арматуры, компенсаторов, колодцев и коверов производится по мере необходимости; окраска надземных газопроводов и оборудования — по мере необходимости, но не реже одного раза в 5 лет.

Результаты проверки и ремонта арматуры и компенсаторов заносят в паспорт газопровода [2].


^ 1.2. Капитальный ремонт газопроводов


При неудовлетворительном состоянии газопровода (повреждении почвенной коррозией или блуждающими токами, отсутствии изоляции труб, разрыве сварных швов или их неудовлетворительном качестве) появляется необходимость капитального ремонта газопровода.

Капитальный ремонт производят для устранения серьезных неисправностей газопровода и его арматуры.

Отбор объектов для капитального ремонта производится на основании дефектных ведомостей [12].

При капитальном ремонте магистральных газопроводов проводят замену труб, поврежденных коррозией глубиной более 20%.

Капитальный ремонт включает в себя следующие работы:

  • все виды работ, применяемых при текущем ремонте;

  • замена изоляции газопроводов, восстановление стенки трубы с заменой изоляции, наложение заплат, вырезка и врезка новой катушки, замена отдельных участков труб;

  • ремонт кладки колодцев с разборкой и заменой перекрытия, ремонт гидроизоляции и оштукатуривание колодцев, смена лестницу и ходовых скоб, наращивание высоты колодцев;

  • вынос отдельных участков газопроводов на фасады зданий;

  • разборка задвижек и смена износившихся деталей, шабровка, расточка или замена уплотнительных колец, смазывание;

  • замена износившихся задвижек;

  • демонтаж или замена конденсатосборников и гидрозатворов, ремонт и замена коверов;

  • замена опор надземных газопроводов;

  • прокладка отдельных участков газопроводов [5, 12].

Под выборочным капитальным ремонтом следует понимать такой способ ремонта, при котором на участке магистрального газопровода, ограниченном двумя последовательно расположенными линейными кранами, выполняются локальные ремонтно-восстановительные работы на местах выявленных дефектов.

Виды выборочного капитального ремонта представлены на Рис. 1.2.



Рис.1.2. Виды выборочного капитального ремонта на магистральных газопроводах

Выборочный ремонт под давлением газа применяется при замене изоляционного покрытия газопровода на локальном участке и ликвидации повреждений металла труб, не требующей остановки перекачки [5].


^ 1.3. Экономическая эффективность применения методов ремонта газопроводов без остановки перекачки газа


В настоящее время поддержание технического состояния магистрального газопровода выполняют традиционными методами капитального ремонта, которые ведутся на отключенном и полностью освобожденном от газа участке трубопровода, что требуют больших финансовых затрат.

Технология проведения выборочного метода ремонта на действующем газопроводе без остановки перекачки газа позволит снизить недопоставки газа потребителю, затраты на замену трубы, потери газа при опорожнении в атмосферу и потери газа при продувке газопровода [10].

Рассмотрим пример расчета экономической эффективности при применении технологии ремонта на газопроводе участком 40 км (Ø1420 мм) без остановки перекачки газа.

Экономическая эффективность будет определяться в виде средних суммарных затрат


Ээ = Зт + Знед.г + Зс.г + Зп.г, (1.1)


где Ээ – экономическая эффективность применения технологии ремонта газопровода без остановки перекачки газа; Зт – затраты на замену трубы; Знед.г – затраты на недопоставку газа; Зс.г – затраты на опорожненный газ в атмосферу; Зп.г – затраты на продувку газа.

Затраты от недопоставки газа потребителю определяются по формуле


Знед.г = С · q · t , (1.2)


где C – стоимость газа; q – объем недопоставленного газа (тыс.м3/сутки); t – время простоя трубопровода (сутки) [10].

Объем недопоставленного газа рассчитывают по формуле


, (1.3)


где Рн – начальное давление газа на расчетном участке; Рк – конечное давление газа на расчетном участке; K – условный коэффициент; L – длина расчетного участка (м); z – коэффициент сжимаемости газа.

Объемы недопоставки газа потребителю в зависимости от системы газопровода представлены в табл. 1.1 [1].

Таблица 1.1

объемы недопоставки газа потребителю в зависимости от системы газопровода

^ Система газопровода

Объем недопоставки газа тыс.м3/сутки при Ø 1420 мм газопровода

2-х ниточная

23 870

3-х ниточная

9 660

4-х ниточная

4 800

Потери при недопоставке газа потребителю при выводе участка газопровода, указанные в табл. 1.1, при использовании традиционных методов капитального ремонта сроком на 30 суток приведены в табл. 1.2 (цены на газ внутри страны) [1].

Таблица 1.2

стоимость недопоставки газа тыс.руб. за 30 суток при Ø 1420 мм газопровода

^ Система газопровода

Стоимость недопоставки газа тыс.руб. за 30 суток при Ø 1420 мм газопровода

2-х ниточная

1 790 250

3-х ниточная

724 500

4-х ниточная

360 000

При ремонте газопроводов традиционными методами ремонта проводят замену труб, поврежденных коррозией глубиной более 20%. Экономически эффективно производить замену труб на ремонтируемом участке не более 30%, так как дальнейшее увеличение замены труб приведет к тому, что затраты будут соответствовать строительству нового газопровода.

Затраты на замену труб определяются по формуле


Зт = С · L, (1.4)


где C – стоимость трубы одного погонного метра; L – длина заменяемых труб (м).

Затраты от стравливания газа в атмосферу определяются по формуле


Зс.г = С · V, (1.5)


C – стоимость стравленного газа в атмосферу; V – объем стравленного газа в атмосферу [10].

Объем стравленного газа рассчитывают по формуле


, (1.6)


где D – диаметр газопровода; L – длина стравленного газопровода; Рср – среднее давление в газопроводе; Tср – средняя температура стравливаемого газа; z – коэффициент сжимаемости газа.

Рассчитанные объемы ставленого газа представлены в табл. 1.3 [1].

Таблица 1.3

затраты на стравливание газа при капитальном ремонте газопровода Ø 1420 мм

^ Давление в трубе, МПа

Длина стравленного газопровода, км

Средний объем стравленного газа, тыс.м3

^ Средняя стоимость стравленного газа тыс.руб. (на внутреннем рынке)

2,5

40

163,01

407,53

5,5

383,08

957,69

7,5

540,81

1 352,04


Затраты на продувку газопровода определяются по формуле


Зп.г = С · V, (1.7)


где C – стоимость газа; V – объем продуваемого газа в атмосферу.

Объем продуваемого газа рассчитывают по формуле


, (1.8)


где D – диаметр газопровода; L – длина стравленного газопровода; Tср – средняя температура стравливаемого газа [1,10].

Рассчитанные объемы продуваемого газа представлены в табл. 1.4.

Таблица 1.4

затраты на продувание участка газопровода Ø1420 мм

Длина продуваемого газопровода, км

Средний объем продуваемого газа, тыс. м3

^ Средняя стоимость продуваемого газа тыс.руб. (на внутреннем рынке)

40

61,29

153,23

После подстановки всех данных в выражение (1.1) определим суммарные затраты при проведении капитального ремонта магистрального с заменой труб (срок ремонтных работ 30 суток). Расчеты затрат многониточных систем газопроводов представлены в табл. 1.5 [1].

Таблица 1.5

суммарные затраты при проведении капитального ремонта магистрального газопровода с заменой труб

^ Система газопровода

Средняя стоимость затрат капитального ремонта магистрального газопровода с заменой труб

^ 10% замены трубы

15% замены трубы

20% замены трубы

25% замены трубы

30% замены трубы

2-х ниточная

1965,35

2052,35

2139,34

2226,34

2318,33

3-х ниточная

899,60

986,60

1073,59

1160,59

1252,58

4-х ниточная

535,10

622,10

709,09

796,09

888,08

Как показывают результаты расчетов, применение традиционных методов капитального ремонта требует больших затрат. Технические и организационные решения, сопоставимые прокладке новых труб, оказываются непозволительными в современных условиях хронической нехватки финансовых ресурсов. Единственным экономически реальным выходом из этой сложной ситуации является освоение передовых технологий и поиск нестандартных, принципиально новых методов и средств ремонта без прекращения подачи газа. Таким образом, сложившиеся условия свидетельствуют об актуальности применения выборочного метода ремонта без прекращения подачи газа, которые позволят экономить финансовые, материальные и людские ресурсы.


^ 2. ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЙ РЕМОНТА ГАЗОПРОВОДОВ БЕЗ ПРЕКРАЩЕНИЯ ПЕРЕКАЧКИ ГАЗА

2.1. Технология ремонта газопровода с вырезкой дефектного участка

газопровода


Данная технология ремонта газопровода позволяет вырезать дефектный участок трубы газопровода без прекращения перекачки газа.

Поверхность трубы, находящейся под давлением, на всю длину участка газопровода в котловане очищают от остатков грунта, изоляции на расстоянии не менее 100 мм в каждую сторону от границ предполагаемых сварных соединений узлов врезки. Очистку производят вручную либо пескоструйными установками, скребками, другими инструментами безударного действия.

Определяют и намечают мелом на поверхности трубы места врезки и установки узлов врезки (отводных патрубков, разрезных тройников, перепускных патрубков) [7].

Четыре фитинга привариваются на трубопровод: два внешних под байпас и два внутренних под перекрытие (Рис.2.1.). Расстояние между фитингами для запорных устройств и местом выполнения огневой работы должно быть не менее 8 м.



Рис.2.1. Четыре приваренных фитинга на газопроводе

На фитинги устанавливаются временные плоские задвижки, и через них выполняется врезка под давлением в действующий трубопровод (Рис.2.2.).



Рис.2.2. Врезка под давлением в действующий газопровод

На задвижки монтируются две машины для врезки. На внешние фитинги устанавливается байпас. Временный байпас подсоединяют перпендикулярно поверхности земли к вертикальным (либо горизонтальным) ответвлениям тройников фланцевым соединением через плоские задвижки.

Заглушенный участок освобождают от продукта и продувают. Производится обрезка и ремонт заглушенного участка или установка линейной задвижки на этом участке (Рис.2.3.). Новый участок продувают и заполняют продуктом до давления, равного давлению в основном трубопроводе. Запорные головки поднимают.



Рис.2.3. Обрезка заглушенного участка

Перекрывающие устройства снимают с задвижек. Байпас демонтируют. В фитинги устанавливают заглушки с помощью механизма для врезок. После этого снимают временные задвижки, и на заглушенные фитинги устанавливают глухой фланец [1,7] (Рис.2.4.).



Рис.2.4. отремонтированный участок газопровода


Варианты технологических схем установки перекрывающих устройств для ремонта участка трубопровода без остановки перекачки



Рис.2.5. Перекрытие с двух Рис.2.6. Перекрытие с двух Рис.2.7. Перекрытие с двух

сторон с помощью устройства. сторон. Установка линейной сторон. Вырезка дефектного

задвижки. участка.

Преимущества:

  • врезка в трубопроводы (нефтепроводы и газопроводы) без отключения;

  • перекрытие трубопровода (нефтепровода и газопровода) без отключения;

  • заглушка участка трубы под давлением;

  • ремонт дефектных участков трубопровода различных типов и размеров.


^ 2.2. Композитно-муфтовая технология ремонта


Технология ремонта предусматривает использование двух стальных частей муфты большего (по сравнению с трубой) диаметра, которые должны быть соединены таким образом, чтобы охватить поврежденный участок. При этом между трубой и муфтой остается кольцевой зазор 30-40мм. Кольцевой зазор с двух сторон заполняется быстро схватывающим материалом, а затем заполняется жестким композитом при очень низком давлении [11].

Композитный материал - полимерная композиция холодного отверждения на основе эпоксидных диановых смол.

Композитная смесь гарантирует прекрасное соединение обеих стальных поверхностей, обеспечивая продольную и поперечную поддержку. Сочетание стальной внешней муфты и композитного раствора обеспечивает значительную преграду на пути развития вздутия, таким образом, исключая или сводя к минимуму механизм образования дефектов.

Сварка не требуется, и данная процедура может быть проведена без остановки перекачки продукта. Две половинки муфты соединяются путем болтового соединения [1, 4].

В нижней полумуфте располагается входной стальной патрубок, предназначенный для подсоединения к нему гибкого шланга, по которому подается композитный материал.

В верхней полумуфте располагается выходной стальной патрубок. Кроме того, в самой муфте имеются контрольные отверстия, предназначенные для выпуска воздуха и контроля уровня композитного материала при заливке. По мере заполнения муфты композитным материалом в контрольные отверстия ввинчиваются болты [4, 11] (Рис.2.8.).

В обеих полумуфтах имеются резьбовые отверстия, в которые вворачиваются установочные болты, предназначенные для регулировки зазора между муфтой и трубой и выполняющие функцию опор при установке муфты на трубопровод.



Рис.2.8. Композитная муфта с болтовым соединением полумуфт


Полумуфты изготавливаются из листового материала в заводских условиях. В качестве материала муфты используется сталь, аналогичная стали ремонтируемой трубы (с эквивалентными механическими характеристиками) и толщиной не меньше номинальной толщины стенки ремонтируемой трубы. Внутренняя поверхность полумуфт обрабатывается таким же образом, что и внешняя поверхность трубопровода, чтобы получить ту же адгезию между композитным материалом и металлом муфты.

Перед закачиванием в кольцевой зазор композитного материала на основе эпоксидной смолы торцы муфты герметизируются герметиком на основе полиэфирной смолы, затвердевающим в течение часа. В качестве герметика может быть использован любой из известных материалов, пригодных для этой цели [6].

В нижнюю полумуфту ввинчиваются входные стальные патрубки, расположенные по краям. В верхнюю полумуфту ввинчиваются выходные стальные патрубки, также расположенные по краям. Расположение входных и выходных патрубков по краям полумуфт позволяет эффективно проконтролировать процесс заполнения периферийного пространства кольцевого зазора и полностью исключает образование воздушных пузырей при заполнении композитным материалом пространства кольцевого зазора. Кроме того, в верхней полумуфте имеются ряды контрольных отверстий, в которые вворачиваются контрольные болты, предназначенные для контроля уровня композитного материала при заполнении кольцевого зазора и выхода пузырьков воздуха. Когда композитный материал, выходящий через контрольные отверстия, будет свободен от воздушных пузырьков, отверстия закрывают контрольными болтами.

В обеих полумуфтах имеются по четыре резьбовых отверстия, в которые вворачиваются установочные болты, предназначенные для регулировки кольцевого зазора между муфтой и трубопроводом и выполняющие функцию опор при установке муфты на трубопровод. После выполнения технологической операции герметизации торцов муфты установочные болты выворачиваются заподлицо с краями муфты [4, 11].

На патрубок надевают один из концов армированного шланга длиной не менее 0,5 м, закрепляют его с помощью хомута, затем устанавливают на шланге зажим, при этом другой конец шланга подсоединяется к нагнетательному насосу. Нагнетательный насос может подключаться к любому из входных патрубков нижней полумуфты, что равноценно.

На остальные патрубки надевают армированные шланги длиной не менее 0,5 м, закрепляют их с помощью хомутов и надевают на них соответственно зажимы [4, 6] (Рис.2.9.).



Рис.2.9. Схема заполнения муфты композитным составом


Устройство работает следующим образом.

Включают нагнетательный насос и через армированный шланг нагнетают композитный материал в кольцевой зазор до тех пор, пока в армированном шланге другого входного патрубка не покажется композитный материал.

После этого останавливают насос и с помощью зажима перекрывают армированный шланг входного патрубка. Далее включают насос и продолжают заполнение композитным материалом кольцевого зазора до тех пор, пока армированные шланги крайних выходных патрубков не будут заполнены композитным материалом. Останавливают насос и с помощью зажимов перекрывают выходные патрубки и входной патрубок с помощью зажим. Отключают насос от шланга.

Давление на выходе насоса при подаче композитного материала в кольцевой зазор поддерживается на уровне 7-10 атм.

Композитный материал в кольцевом зазоре затвердевает до требуемой прочности в течение 24 часов. После отверждения композитного состава в кольцевом зазоре все выступающие детали (входные и выходные патрубки, контрольные и установочные болты) на цилиндрической поверхности муфты удаляют и оставляют гладкую внешнюю поверхность для нанесения изоляционной ленты [4].

Композитно - муфтовая технология универсальна и применима для ремонта дефектов различных типов:

  • потерь металла коррозионного и механического происхождения любой протяженности и глубиной до 90% от толщины стенки;

  • расслоений, в том числе с выходом на поверхность и примыкающих к сварным швам;

  • дефектов в сварных швах (продольных, кольцевых, спиральных) типа непроваров, подрезов, смещения кромок и других;

  • вмятин, гофр, в том числе в сочетании с рисками и коррозией;

  • трещин в основном материале и сварных швах (длиной до радиуса трубы и глубиной до 70% от толщины стенки трубы).

Последние разработки показали, что метод композитно-муфтовой технологии может быть также использован для ремонта внутренней коррозии и незначительных дефектов утечки. В большинстве случаев отремонтированный участок прочнее примыкающей неотремонтированной трубы [6].

Агрессивная внутренняя коррозия, в конечном счете, проникает в стенку трубы, но при наличии КМТ на дефекте связь между сталью и композитом не позволяет продукту перемещаться вдоль поверхностей.

Преимущества:

  • полное восстановление прочности и долговечности отремонтированных участков трубопровода;

  • унификация технологии ремонта дефектов трубопровода различных типов и размеров;

  • исключается необходимость остановки перекачки газа на время ремонта, в результате чего:

    • значительно снижается трудоемкость и стоимость ремонта;

    • повышается безопасность ремонта за счет исключения сварочных работ на поверхности действующего трубопровода.


^ 2.3. Способ ремонта сквозных отверстий магистрального газопровода полимерным рукавом


Традиционное ведение ремонта и реконструкции существующих сетей предполагает ведение земляных работ (разработка выемок), проведение при необходимости специальных работ, последующее восстановление дорожных покрытий и ландшафта. Однако современный город настоятельно требует изменений в методике прокладки газопроводов. Все больший упор делается на обновление существующих газопроводов закрытым способом, особенно в местах, насыщенных пешеходами и транспортом, где вскрытие дорожного полотна и продолжительные работы создают неудобства сотням тысяч людей, оборачиваются потерями средств и времени [1].

Предлагаемый метод позволяет проводить ремонт сквозных отверстий газопровода без остановки процесса перекачки и основан на введение в полость действующего газопровода гибкого полимерного рукава, способного работать под давлением перекачки (Рис.2.10.).



Рис.2.10. Ремонт газопровода с применением полимерного рукава

1-полимерный гофрированный рукав (в рабочем положении); 2- ремонтируемый трубопровод; 3- герметизирующий слой; 4- дефект.

Полимерный рукав – термопластичная труба, конструкция которой состоит из слоя полимера, стойким в агрессивных перекачиваемых средах, и армирующего подслоя, из стеклоткани, капроновой, базальтовой или х/б ткани [3].

Работа по восстановлению трубопровода, отключенного от действующей сети и освобожденного от транспортируемой среды, начинается с технического обследования при помощи самоходных видеокамер. Следующей операцией является очистка от отложений и грата (валик металла, выдавленный из зоны сварки, вдоль шва) при помощи скребков различной конструкции, поршней и другого оборудования.

Непосредственно перед установкой рукав пропитывается эпоксидной смолой и, проходя через вальцы, наматывается на бобину реверс-машины, расположенную внутри большого металлического сосуда, находящегося на транспортном средстве, в котором также смонтированы парогенератор, электрогенератор и компрессор. Свободный конец шланга закрепляется на обратном фланце [9].

Ввод рукава в полость трубопровода предполагается производить при помощи устройства для врезки под давлением; диаметр врезки зависит от диаметра вводимого рукава и в среднем составляет 25-34см. Доставка рукава до отверстия будет производиться при помощи гибкого жесткого троса либо гибкой полимерной трубки диаметром 20-30мм [1, 3].

Начало рукава заводится в существующую трубу, и он начинает выворачиваться до самого конца ремонтируемого отрезка.

На объекте к реверс-машине подключается компрессор и с помощью сжатого воздуха начинается инверсия (выворачивание) шланга-чулка в ремонтируемый трубопровод (Рис.2.11.).



Рис.2.11. Схема нанесения внутреннего защитного покрытия

1 – автомобиль с оборудованием для установки рукава; 2 – полимерный рукав; 3 – компрессор; 4 – ремонтируемый участок газопровода.


После прохождения полимерного рукава через восстанавливаемый участок газопровода в него подается смесь сухого пара высокой температуры для интенсификации процесса затвердения клея. Остатки воздуха удаляются через металлические трубки на конце рукава. Происходит прогрев рукава, смола твердеет и крепко приклеивается к старой трубе. Этот процесс занимает 1-6 часов. Далее рукав медленно остывает [9, 12].

После того, как гибкий рукав полностью остынет, дефект газопровода заполняется композитным материалом. Для этого необходимы высоконаполненные композитные материалы с высоким содержанием металлов и керамики [3].

Нанося пастообразные композиты на металлы за счет адгезивных свойств, удается герметизировать повреждения, нарастить изношенный металл, ликвидировать коррозионные и эрозионные дефекты.

После отвердевания высоконаполненные композиты приобретают основные свойства металлов - цвет, структуру, возможность механической обработки - шлифовки, фрезеровки, сверления, полирования, нанесения различных покрытий. При этом материалы приобретают новые качества, главное из которых - антикоррозионное свойство.

После ремонта полимерным рукавом газопровод восстанавливает свою герметичность и способен противостоять внешним нагрузкам [9, 12].

Преимущества:

  • внутренняя полимерная пленка (рукав) обладает следующими свойствами:

    • химически стойкая к транспортируемому газу;

    • высокая морозостойкость;

    • чрезвычайно низкие газопроницаемость и водопоглощение;

    • высокие термомеханические свойства;

  • не производится стравливание огромного количества газа;

  • бесперебойная поставка газа потребителю;

  • экономия времени на проведения восстановительных работ;

  • полное восстановление прочности и долговечности отремонтированных участков трубопровода.


^ 2.4. Напыляемые полимочевинные эластомерные покрытия


Большие проблемы в газовой отрасли на сегодняшний день связаны с выбором и применением наружных антикоррозионных покрытий, наносимых в трассовых условиях, как на линейные участки газопроводов, так и на элементы сложной конфигурации: фасонные соединительные детали, гнутые отводы, запорная арматура газопроводов [1].

Современный уровень развития науки и техники ставит ряд задач по созданию нового поколения полимерных веществ и материалов.

Большинство традиционных полимерных покрытий (эпоксидных, полиэфирных, акриловых, хлорсульфополиэтиленовых, каучуковых, и др.) наносятся тонкими слоями в несколько проходов с длительной промежуточной сушкой и отверждаются только при положительных температурах в течение от нескольких часов до нескольких суток [8,12].

В настоящий момент полимочевина и гибриды на основе полимочевины являются самыми перспективными среди возможных материалов обладающих высокой абразивной устойчивостью и стойкостью к химическим реагентам.

Полимочевина (или полимочевинный эластомер) — это органический полимер, который образуется в результате реакции изоцианата с готовой смолой полиэфира амина, образуя состав, подобный пластмассе или очень твёрдой резине.

Полимочевина – двухкомпонентный материал, который наносится на поверхности путём распыления специальным оборудованием, обеспечивающим высокое давление и смешивание компонентов, хотя существуют так же виды и ручного нанесения. В результате применения обеих техник несения получаются полимерные покрытия и мембраны [8].

Покрытие обладает антикоррозионными и антиабразивными свойствами, а так же высокой химической стойкостью и диэлектрическими свойствами.

Материалы данной группы имеет два компонента: многофункциональный преполимер изоцианата и смесь полиолов и аминов, состав которой меняется в зависимости от формулы продукта и его конечного применения. При смешивании материалов с помощью оборудования высокого давления при повышенной температуре образуется высоко-качественный полимочевинно-полиуретановый эластомер (Рис.2.12).





Рис.2.12. Реакция образования полимочевины

Компонент «Б» (изоцианат, отвердитель), представляющий собой в данном случае форполимер с концевыми изоцианатными группами, что дает основание классифицировать полимочевину как одну из разновидностей полиуретанов.

^ Основой компонента «А» полиуретановых систем служат полиолы - простые и/или сложные полиэфиры с концевыми гидроксильными группами. Как правило, для ускорения реакции образования полиуретанов используют добавки катализаторов. Основой компонента «А» полимочевины служат полиэфирамины с концевыми аминогруппами, намного превосходящими гидроксильные группы по реакционной способности с изоцианатами. Реакция образования полимочевины проходит очень быстро (5-15 сек) даже на холодных поверхностях и не нуждается в катализаторах, то есть является автокаталитической [8].

Все технические характеристики полимочевинного эластомерного покрытия приведены в соответствующей таблице (табл. 2.1).

Таблица 2.1

технические характеристики полимочевинного эластомерного покрытия

^ Наименование показателя

Фактические данные испытаний

Диэлектрическая сплошность

Отсутствие пробоя при напряжении 20кВ

Адгезия к стали методом отслаивания полосы покрытия под углом 90 °, Н/см


92– 110

Ударная прочность покрытия, Дж, при температуре испытаний:

(-40±3) °С

(20±5) °С

(40±3) °С



более 34

более 34

32/34

Площадь катодного отслаивания покрытия, см², после 30 суток испытаний в 3% растворе NaCl при потенциале поляризации 1,5 В при

температуре:

(20±5) °С

(40±3) °С

(60±3) °С

(80±3) °С



0,4

3,3

5,0

4,5

Сопротивление пенетрации, мм, не более, при температурах:

(20±5) °С

(60±3) °С

(80±3) °С



0,07 – 0,08

0,56 – 0,64

1,28 – 1,62

Водопоглощение после 1000 ч. испытаний при температуре (20±5)°С, %


2,98

Относительное удлинение при разрыве, при температуре (20±5) °С, %


345 – 397

Прочность при растяжении, при температуре (20±5) °С, МПа


19,7 – 22,5

Устойчивость покрытия к термоциклированию:

от -50°С до +20°С

от -60°С до +20°С


выдержало 10 циклов

выдержало 10 циклов

Качество полимочевинного покрытия в значительной степени зависит от подготовки поверхности. Хотя применение грунтовки при защите металла необязательно, все же в большинстве случаев желательно использовать систему покрытия, чтобы избежать образования дефектов и дополнительных затрат по устранению брака [12].

Перед нанесением покрытия поверхность следует очистить от грязи, масел, продуктов коррозии и других загрязнений до начала абразивной обработки. Температура на поверхности изделия перед очисткой должна быть выше точки росы не менее чем на 3°С.

Металлическая поверхность должна быть очищена от продуктов коррозии методом абразивной (дробеструйной) очистки, абразивными порошками (купер-шлак, топочные шлаки, корунд и др.) или сухим речным песком до "металлического блеска" (степень 1 по ГОСТ 9.402 или Sa 2½ по ISO 8501-1) и степени шероховатости (Rz) 40-120 мкм (по ISO 8503-1). Затем поверхность должна быть обеспылена продувкой сухим очищенным сжатым воздухом до соответствия по степени запыленности эталонам 2-3 по ISO 8502-3 [1, 8].

Нанесение покрытия должно производиться на очищенную сухую поверхность изделий не позднее, чем через 2 -3 ч после завершения процесса очистки. При этом температура окружающей среды и поверхности изделий должна быть не ниже плюс 5-10oC, а влажность воздуха не превышать 80% [8] (Рис.2.13.).



Рис.2.13. Нанесение полимочевинного эластомера на газопровод в трассовых условиях


При температуре деталей ниже 5°С производят их подогрев до температуры, превышающей точку росы не менее чем на 3°С. Перед началом работ по нанесению покрытия каждый компонент должен быть тщательно перемешан. Покрытие наносится напылительной установкой, методом «горячего» безвоздушного распыления с помощью пистолета высокого давления. Толщина покрытия, наносимого за один проход – от 0,4 до 6 мм. Время отверждения покрытия от 5-60 сек. Быстрое время реакции полимочевины позволяет наносимому покрытию не реагировать с влажностью воздуха и влажностью основания, поэтому материал может быть легко нанесен по холодному или влажному основанию.

Обязательным условием для получения полимочевинного покрытия надлежащего качества является хорошее смешивание компонентов «А» и «Б». Поскольку скорость их реакции высока, смешивание должно происходить за очень короткое время. Этому требованию отвечают специальные двухкомпонентные распылительные установки, обеспечивающие точное дозирование компонентов «А» и «Б» в заданном соотношении (обычно 1:1 по объему), под давлением 150-250 атм и при температуре 60-80°С, и тонкое распыление смеси с помощью самоочищающегося распылительного пистолета, снабженного смесительной камерой высокого давления. Подогрев компонентов нужен для снижения вязкости каждого из них до уровня ниже 100 мПа*с, одного из важных условий качественного смешивания. Чем выше температура и давление компонентов, тем тоньше их смешивание и выше физико-механические свойства полимерной пленки. Обычные двухкомпонентные дозаторы низкого и среднего давления со статическими или механическими смесителями и промывкой смесительной камеры растворителями, широко применяемые для переработки менее реактивных систем, таких как эпоксидные, полиуретановые и полиэфирные смолы, для полимочевины непригодны [1, 8].

^ Основные преимущества покрытий из полимочевинных эластомеров:

  • быстрое время реакции (среднее время на отлип составляет 10-15 секунд, а уже примерно через минуту покрытие готово к эксплуатации);

  • возможность нанесения толстослойного покрытия от 0,4 до 6 мм за один проход;

  • удобство и простота нанесения (за рабочую смену, при использовании специального оборудования, возможно нанести покрытие на площадь более 1000 м2);

  • 100% сухой остаток (в составе нет растворителей);

  • широкий диапазон температур при нанесении (от -40°С до +100°С);

  • широкий диапазон эксплуатации готового покрытия (от -60°С до +250°С с возможностью кратковременных скачков до +350°С);

  • высокие адгезионные и прочностные характеристики;

  • высокая абразивная стойкость готового покрытия;

  • стойкость к химически агрессивным средам, воде, кислотами, щелочам и УФ;

  • экологичность (материал не содержит токсичных веществ);

  • отсутствие швов и высокая герметичность покрытия;

  • наряду с водонепроницаемостью покрытия сохраняют свойства паропроницаемости;

  • долгий срок службы (от 50 лет и более);

  • выполняет функцию диэлектрика, предотвращает искрообразование.


^ 2.5. Сводный анализ технологий ремонта газопроводов


Сравним все приведенные данные по технологиям ремонта газопроводов по следующим критериям: стоимость ремонта участка газопровода, затраты времени, восстановление свойств трубы после ее ремонта, преимущества и недостатки методов ремонта, - сведем их в единую таблицу [1, 4, 8-11] (табл. 2.2).

Таблица 2.2

сводные данные по экономическим и техническим параметрам применения технологий ремонта без остановки перекачки газа

^ Метод ремонта без остановки

перекачки газа

Стоимость

ремонта участка 1 м, руб.

Затраты времени, ч

% восстановления свойств трубы

Преимущества

Недостатки

Вырезка дефектного участка

30 000

8-10

87

Перекрытие трубопровода (нефтепровода и газопровода) без отключения

Заглушка участка трубы под давлением

Ремонт дефектных участков трубопровода различных типов и размеров


Сложность


Громоздкость


Высокая стоимость применяемого оборудования


Значительный объем сварочных работ на поверхности трубы, находящейся под давлением.

^ Композитно-муфтовая технология

5 200

6-24

90

Значительно снижается трудоемкость и стоимость ремонта


Повышается безопасность ремонта за счет исключения сварочных работ на поверхности действующего трубопровода.


Длительность затвердевания композитного материала


Степень разгрузки трубы с дефектом, ресурс и долговечность трубопровода, имеющего дефектный участок с повреждением, зависят от величины физико-механических и прочностных свойств композитного материала, заполняющего кольцевой зазор

^ Применение полимерно-го рукава

4 300

6-24

95

Высокая морозостойкость


Чрезвычайно низкие газопроницаемость и водопоглощение


Высокие термомеханические свойства


Не производится стравливание огромного количества газа


Бесперебойная поставка газа потребителю


Экономия времени на проведения восстановительных работ

Сложность ввода полимерного рукава в полость трубопровода


Длительность затвердевания композитного материала


^ Полимоче-винные эластомер-ные покрытия

5 800

(толщина покрытия 1мм)

4-6

85

Долговечность


Высокие адгезионные свойства


Повышенная стойкость к истиранию


Бесшовность и герметичность


Короткое время отверждения


Отсутствие растворителей

Чувствительность покрытия к качеству подготовки поверхности


Дорогостоящее оборудование для нанесения



Рассматривая данные технологии, видна их потенциальная экономичность, простота в применении, экологичность, безопасность для персонала обслуживания. Развитие технологий ремонта газопроводов существенно влияет на уровень обслуживания, и применение подобных технологий без прекращения подачи газа имеют широкие перспективы для внедрения в промышленность. Оценивая и сравнивая технологии, можно выделить как более дешевые и быстрые, так и более трудоемкие. Их выбор и применение зависит от конкретных условий, аварий или протечек и наличествующей техники.

На Рис.2.14. представлена схема выбора технологии ремонта в зависимости от конкретного вида повреждений.

Рассмотрим применение данной схемы на конкретных примерах.

  • На участке действующего газопровода имеется коррозионное повреждение длиной 100 м, и у организации, которой принадлежит данный газопровод, есть необходимые денежные ресурсы. Тогда этой организации целесообразно выбрать технологию ремонта участка газопровода с помощью напыления полимочевинного эластомерного покрытия, преимущества и недостатки которой описаны выше. Следствием такого выбора являются временные затраты, которые составляют от 4 до 6 ч. Если же организация не желает понести такие денежные расходы, то необходимо привести соответствующие критерии, преимущества в пользу полимочевинных эластомерных покрытий.

  • На участке действующего газопровода имеется коррозионное повреждение длиной 40 м, но у организации, которой принадлежит данный газопровод, нет достаточных денежных ресурсов. Следовательно, эта организация может провести ремонт, используя композитно-муфтовую технологию с применением нескольких муфт, которые стыкуются между собой. Время на восстановление трубы займет 6-24 ч. Если время, затрачиваемое на ремонтно-восстановительные работы, не устраивает, тогда следует выбрать ремонт при помощи напыления полимочевинного эластомерного покрытия, время которого составляет 4-6 ч, но денежные издержки, в этом случае, выше.


Нет

Используются другие критерии в пользу полимочевинных эластомерных покрытий

Нет

Временные затраты: 8-10 ч

Временные затраты: 6-24 ч

Рис.2.14. Схема выбора технологии ремонта в зависимости от конкретного вида повреждений



  • На участке действующего газопровода имеются местные повреждения, такие как расслоения, вмятины, гофры, трещины, потери металла и т.п. Организации, обслуживающей газопровод, независимо от длины поврежденного участка газопровода и количества наличествующих денежных средств следует выбирать композитно-муфтовую технологию ремонта, так как она имеет сравнительно небольшую стоимость по сравнению с вырезкой дефектного участка, и процент восстановления свойств трубы после данного вида ремонта составляет 90%.

  • Участок газопровода имеет ряд повторяющихся повреждений в виде сквозных отверстий, длина поврежденного участка менее 50 м. Организация, которой принадлежит газопровод, располагает денежными средствами. В этом случае можно применить как ремонт с вырезкой дефектного участка газопровода без прекращения остановки перекачки газа, так и ремонт при помощи ввода в действующий газопровод полимерного рукава. Если выбрать первый вид ремонта, то временные затраты составят 8-10 ч., а денежные затраты будут очень высоки (около 30 000 руб.). Если выбрать второй вид ремонта, то затрачиваемое время будет больше (до 24 ч.) по сравнению с предыдущим, а денежные затраты – ниже.


При выборе конкретного вида ремонтных работ необходимо учитывать как преимущества выбранной технологии ремонта, так и ее недостатки.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ


Газотранспортная система России – самая крупная в мире по протяженности и производительности. Она обеспечивает транспорт запланированных объемов газа для потребностей России, СНГ и дальнего зарубежья. Ключевым звеном в формировании надежности и безопасности транспортировки газа потребителям является своевременное техническое обслуживание и ремонт трубопроводов [1].

В первом разделе курсовой работы были рассмотрены виды ремонтных работ на газопроводах, а именно, профилактические работы, текущие и капитальные ремонтные работы, была дана оценка экономической эффективности применения методов ремонта газопроводов без остановки перекачки газа.

Определение конкретного вида ремонтных работ зависит от вида дефектов, их места расположения на газопроводе и объема ремонтно-восстановительных работ.

Профилактические работы связаны с периодическим осмотром и устранением мелких неисправностей, выявленных в ходе осмотра.

Текущий ремонт заключается в устранении небольших неисправностей и повреждений газопроводов и сооружений, выявленных в результате проведения работ по техническому обслуживанию газопроводов.

В процессе капитального ремонта заменяют изношенные узлы и детали, разбирают оборудование, заменяют отдельные участки газопровода. При капитальном ремонте устраняют износ и восстанавливают первоначальное состояние газопроводов.

Расчеты по экономической эффективности применения технологий ремонта газопроводов без прекращения перекачки газа, проведенные в первом разделе, показали, что применение традиционных методов капитального ремонта является невыгодным, так как затраты на их выполнение значительно выше, чем на технологии ремонта газопроводов без остановки подачи газа потребителям. В организационно-экономическом плане сложность проблемы осуществления ремонта газопроводов традиционными методами заключается в большом объеме ремонтно-восстановительных работ, которые необходимо провести на большой протяженности магистрального газопровода страны. В современных условиях нехватки финансовых и временных ресурсов применение методов ремонта газопроводов, основанных на прекращении перекачки газа, является нецелесообразным.

Технологии ремонта на действующем газопроводе без остановки перекачки газа позволят снизить недопоставки газа потребителю, затраты на замену трубы, потери газа при опорожнении в атмосферу и потери газа при продувке газопровода.

Второй раздел курсовой работы посвящен рассмотрению и анализу технологий ремонта газопроводов без прекращения перекачки газа таких, как технология ремонта газопровода с вырезкой дефектного участка газопровода, композитно-муфтовая технология ремонта, способ ремонта сквозных отверстий магистрального газопровода полимерным рукавом и технология напыления полимочевинных эластомерных покрытий.

В данном разделе курсовой работы была составлена сравнительная таблица вышеуказанных технологий ремонта по следующим критериям: стоимость ремонта участка газопровода, затраты времени, восстановление свойств трубы после ее ремонта, преимущества и недостатки методов ремонта. На основании представленных данных технологий ремонта без остановки перекачки газа можно сделать следующий вывод.

Из рассмотренных технологий ремонта газопроводов без прекращения перекачки газа нельзя выделить наилучшую, так как каждая из них обладает определенными характеристиками и параметрами. Выбор метода ремонта зависит в каждом случае от конкретных условий: вид дефекта, наличие средств у организации, ресурсов и времени. Все рассмотренные методы позволяют:

  • намного сократить сроки ремонтных работ;

  • предотвратить потери газа;

  • значительно повысить эффективность работы трубопроводного транспорта;

  • снижение трудоемкости и стоимости ремонтно-восстановительных работ.

Ремонт, выполненный с помощью этих технологий, является экономичным, экологически безопасным и универсальным для всех видов труб.

Разработанная и представленная во втором разделе курсовой работы схема выбора технологии ремонта в зависимости от конкретного вида повреждений, наличия денежных и временных ресурсов позволит выбрать наиболее оптимальную технологию ремонта поврежденного участка газопровода.

Выбирать стратегию ремонта газопровода следует с учетом обеспечения безопасности работ и охраны окружающей среды, бесперебойного снабжения потребителей газом. Необходимо найти разумное соотношение между затратами на техническое обслуживание и ремонт, уровнем надежности и эффективности функционирования газопровода.


^ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ


  1. Велиюлин И.И. Совершенствование методов ремонта. – М.: Нефть и газ, 1997. - 224 с.

  2. Багдасаров В. А. Обслуживание и ремонт городских газопроводов. — Л.: Недра, 1985. -278 с.

  3. Бердышев В.В. Совершенствование технических средств для внутритрубного ремонта трубопроводов. – М.: Нефтегазовое дело, 2006. – 130 с.

  4. Лапицкая Т.В.; Лапицкий В.А.; Кученев Д.А. Способ ремонта трубопроводов. Патент Российской Федерации №2191317. 2002.

  5. ОСТ 153-39.3-051-2003. Техническая эксплуатация газораспределительных систем.

  6. РД-75.180.00-КТН-164-06. Технология проведения работ по композитно-муфтовому ремонту магистральных трубопроводов.

  7. РД 558-97. Руководящий документ по технологии сварки труб при производстве ремонтно-восстановительных работ на газопроводах.

  8. Низьев С.Г.. Современные защитные покрытия для фасонных соединительных деталей и задвижек трубопроводов// В ж. «Коррозия «Территории Нефтегаз»– 2006, № 1 – С.18-21.

  9. Шайхулов А.М., Шляпников Ю.В., Абашев Р.Б., Бусыгин Ю.В.. Санация как метод продления срока эксплуатации трубопроводов// В ж. «Территория Нефтегаз». – 2008, № 10 – С.74-75.

  10. Шафиков Р.Р.. Экономическая эффективность применения методов ремонта газопроводов без остановки перекачки газа потребителю// В ж. «Территория Нефтегаз». – 2009, № 4 – С.44-47.

  11. http://ngks.weatherford.ru/ru/service/composite-sleeve-repairs - Композитно-муфтовая технология ремонта – НГКС.

  12. http://www.oglib.ru/ - Электронная библиотека «Нефть-Газ»






Скачать 381,97 Kb.
Дата конвертации23.10.2013
Размер381,97 Kb.
ТипРеферат
Разместите кнопку на своём сайте или блоге:
rud.exdat.com


База данных защищена авторским правом ©exdat 2000-2012
При копировании материала укажите ссылку
обратиться к администрации
Документы