Обеспечение безопасности магистральных трубопроводов с конструктивными элементами, затрудняющими внутритрубную диагностику

Гиззатуллин, Рустам Раисович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Обеспечение безопасности магистральных трубопроводов с конструктивными элементами, затрудняющими внутритрубную диагностику
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Обеспечение безопасности магистральных трубопроводов с конструктивными элементами, затрудняющими внутритрубную диагностику"

УДК 622.692.4 На правах рукописи

Гиззатуллин Рустам Раисович

ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ С КОНСТРУКТИВНЫМИ ЭЛЕМЕНТАМИ, ЗАТРУДНЯЮЩИМИ ВНУТРИТРУБНУЮ ДИАГНОСТИКУ

Специальности: 25.00.19 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ;

05.26.03 - Пожарная и промышленная

безопасность (нефтегазовый комплекс)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

ии^4

Уфа 2008

003451523

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»)

Научный руководитель - доктор технических наук

Гумеров Кабир Мухаметович

Научный консультант - доктор технических наук

Ямалеев Ким Масгутович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук

Мугаллимов Фанзиль Мавлявиевич

- кандидат технических наук Галеев Мидхат Нуриевич

Ведущее предприятие - Открытое акционерное общество

«Рязаньтранснефтепродукт»

Защита диссертации состоится 14 ноября 2008 г. в И30 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 14 октября 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук

Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Магистральные нефте-, газо-, нефтепродуктопроводы для России играют особую роль. Практически вся экономика страны, так или иначе, зависит от надёжности и безопасности трубопроводных систем. В последние годы и мировая экономика требует бесперебойных поставок энергоносителей. Причём в условиях быстроменяющейся политической ситуации требуется создавать как новые магистрали, иногда в обход некоторых проблемных регионов, так и поддерживать в работоспособном состоянии старые трубопроводы с существующей инфраструктурой.

В такой ситуации ряд технических вопросов требует переосмысления и пересмотра. Одним из таких вопросов является обеспечение работоспособности и надёжности старых трубопроводов, срок эксплуатации которых намного превысил установленный амортизационный срок.

Магистральные трубопроводы в процессе эксплуатации претерпевают физический износ и моральное старение. Физический износ состоит в том, что стареют материалы, накапливаются всевозможные дефекты (коррозия, усталость и т.д.), снижается прочность. Моральное старение состоит в том, что требования к трубопроводам со временем меняются, нормативные документы перерабатываются по мере получения новых знаний, опыта и в соответствии с современными нормативно-правовыми документами. Например, одним из современных требований к магистральным трубопроводам является периодическая внутритрубная диагностика (ВТД). Лет 15 назад такого обязательного требования ещё не было. Поэтому некоторые старые трубопроводы построены без учета данного требования и до сих пор не приспособлены к проведению внутритрубной диагностики.

В настоящее время все магистральные трубопроводы стремятся привести в соответствие с современными нормами. Для этого, например, не-равнопроходные задвижки заменяют на равнопроходные, крутоизогнутые отводы заменяют на отводы с радиусом кривизны более 5 диаметров, устанавливают камеры пуска и приема средств очистки и диагностики, обустраивают трассу маркерами и т.д. Одновременно разрабатывается и совершенствуется нормативная база, регламентирующая процесс диагностики и обработку получаемой информации. Так, постепенно, на уровне нормативных документов и деклараций, пришли к положению, когда магистральные трубопроводы обязательно должны подвергаться внутритрубной диагностике и периодической аттестации. А те трубопроводы, которые по разным

причинам не могут быть обследованы внутритрубными снарядами, остались фактически вне правового поля. Что с ними делать при дальнейшей эксплуатации - чётких инструкций не оказалось.

Можно было бы вернуться к старым методам, которые действовали до широкого внедрения методов внутритрубной диагностики. Но такой «механический» переход уже невозможен, так как ситуация существенно изменилась. Во-первых, сейчас действует система промышленной безопасности, основанная на федеральных законах по безопасности и подзаконных актах. Требования этих законов мы обязаны выполнять в любом случае. Во-вторых, созданы и усовершенствованы другие методы диагностики и технические средства. Невозможность или затруднённость внутритрубной диагностики мы можем и должны компенсировать за счёт развития и использования других современных методов диагностики. В-третьих, накоплен большой опыт внутритрубной диагностики трубопроводных систем вообще. И даже если данный конкретный трубопровод не может быть диагностирован с помощью внутритрубных дефектоскопов, некоторое представление о нём можно получить по результатам обследования других трубопроводов, эксплуатирующихся в аналогичных условиях (те же продукты перекачки, нагрузки, материалы, климатические условия).

Таким образом, можно и нужно заново рассмотреть особенности данных трубопроводов (не приспособленных к внутритрубной диагностике) с точки зрения современных знаний, пересмотреть методы диагностики и оценки безопасности на новой научно-технической базе, имеющейся к настоящему времени.

Основными препятствиями использованию внутритрубной диагностики на магистральных трубопроводах являются сварные стыки, выполненные на подкладных кольцах или внахлест. Причём эти препятствия практически невозможно ликвидировать без демонтажа трубопровода. В то же время невозможность внутритрубной диагностики не может служить достаточным основанием для демонтажа трубопровода, поскольку аварийность на многих из них не выше средних показателей системы в целом. Таким образом, имеется необходимость разработать положения по диагностике и оценке технического состояния магистральных трубопроводов, не приспособленных для широкого применения внутритрубной диагностики.

В настоящей работе, не претендуя на окончательное решение всех указанных проблем, делается попытка решить значительную часть из них. Для этого поставлены следующие цель и задачи работы.

Цель работы - разработка методологии обследования и оценки технического состояния длительно эксплуатируемых магистральных трубопроводов, не приспособленных для проведения внутритрубной диагностики, для обеспечения их длительной безопасности.

Основные задачи работы

1. Анализ проблем обследования трубопроводов с конструктивными элементами, затрудняющими внутритрубную диагностику.

2. Исследование свойств металла труб и сварных соединений длительно эксплуатируемых трубопроводов.

3. Исследование состояния изоляционного покрытия действующих трубопроводов.

4. Анализ методов контроля напряжённого состояния и прочности трубопровода.

5. Совершенствование некоторых методов дефектоскопии и ремонта длительно действующих трубопроводов.

Методы решения поставленных задач

Основой для решения данных задач явились труды отраслевых институтов (ГУП «ИПТЭР», ОАО ВНИИСТ, ООО «ВНИИГАЗ»), лабораторий и кафедр высших учебных заведений (УГНТУ, РГУНГ им. И.М. Губкина, ЮУрГУ), Центра технической диагностики «Диаскан», ОАО «Под-водспецтранснефтепродукт», ЗАО «Нефтегазкомплектсервис» и других научных и диагностических центров, специалистов АК «Транснефть», АК «Транснефтепродукт», ОАО «Газпром», работы ведущих ученых: B.JI. Березина, О.М. Иванцова, А.Г. Гумерова, P.C. Зайнуллина, K.M. Яма-леева, Х.А. Азметова, М.Х. Султанова, К.В. Черняева, Е.С. Васина, И.Г. Абдуллина, М.В. Лисанова и других. Кроме того, в работе использованы и обобщены данные о фактическом техническом состоянии магистральных нефте- и газопроводов, опыт проведения экспертиз безопасности ряда магистральных нефтепродуктопроводов, результаты расследования аварий, результаты диагностики методами электрометрических измерений, внутритрубных и шурфовых обследований. В работе использованы также результаты некоторых испытаний современных средств и методов диагностики, аналитические, эмпирические и численные методы моделирования процессов, положения теорий вероятности и математической статистики, теории прочности и механики разрушения, методы металлографических исследований.

Научная новизна

1. Установлено, что трубопроводы, находящиеся в эксплуатации 45...50 лет, содержат конструктивные элементы, затрудняющие проведение внутритрубной диагностики в полном объёме: подкладные кольца на сварных стыках и детали с неравнопроходными сечениями. На таких трубопроводах более интенсивно происходят явления, не учтённые при проектировании: локальное старение металла труб и трещинообразование.

2. Показано, что внутритрубная диагностика, несмотря на большую эффективность по сравнению с другими методами контроля, позволяет получать информацию о дефектах в объёме не более 60 % в зависимости от подготовленности трубопровода. При наличии конструктивных элементов, затрудняющих внутритрубную диагностику, увеличивается роль внетруб-ных методов обследования, расчётных методов и экспертных оценок.

3. Установлено, что за 45...50 лет эксплуатации трубопровода сварные соединения претерпевают охрупчивание, что выражается в снижении относительного сужения на 10... 15 % и повышении отношения аод/ав на 2...5 % в сравнении с предельно допустимыми значениями. Это явление наряду с механической и электрохимической неоднородностью сварных соединений требует корректировки допустимых рабочих давлений при дальнейшей эксплуатации трубопровода.

4. Впервые исследованы особенности напряжённо-деформированного состояния стыковых сварных соединений трубопроводов на подкладных кольцах. Показано, что подкладное кольцо является дополнительным концентратором напряжений с коэффициентом концентрации напряжений не менее 3-х. От действия внутреннего давления подкладное кольцо деформируется так, что увеличивается зазор между стенкой трубы и пластиной. При ударе внутритрубного снаряда о пластину деформации и напряжения могут превысить критические значения. При этом сварное соединение получает повреждение в виде трещины в корневой зоне.

На защиту выносятся:

• общая методология обследования и оценки технического состояния трубопроводов с конструктивными элементами, затрудняющими внутритрубную диагностику;

• полученные результаты, в том числе:

- по динамике изменения свойств металла труб и сварных соединений при длительной эксплуатации;

- по напряжённому состоянию сварных стыков с подкладными кольцами;

- по технологиям внетрубного обследования трубопроводов.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. На основе анализа результатов испытаний образцов установлено, что для компенсации отрицательного влияния эффектов старения металла и сварных швов на надёжность и безопасность магистрального нефтепро-дуктопровода требуется снижать рабочее давление на 0,30...0,35 % в год. За 50 лет общее снижение давления составит 14...16% по отношению к проектному давлению.

2. Результаты обследований реальных трубопроводов показали, что эффективным методом диагностики изоляционного покрытия является метод электрометрических измерений, который позволяет обнаружить и приближённо оценить дефекты покрытия. Ещё более эффективный метод основан на технологии магнитной локации (МЛ), который позволяет получить распределение свойств изоляционного покрытия по дистанции, значения защитных и блуждающих токов, обладает высокой точностью измерений, возможностью автоматизации записи и обработки результатов.

3. Установлено, что в условиях, когда затруднена полная внутри-трубная диагностика, возможно применение следующих методов диагностики и оценки напряжённого состояния трубопровода: частичная внутри-трубная диагностика дефектоскопами до 2-ого уровня, акустико-эмиссионный (АЭ) контроль, магнитная локация, гидроиспытания, расчёты с использованием результатов локации (в том числе на подводных переходах). Эффективность обследования значительно возрастает при совместном применении нескольких методов, например:

- гидроиспытания вместе с акустико-эмиссионным контролем позволяют провести их без разрушения трубопровода;

- сопоставление результатов водолазных обследований с результатами магнитной локации позволяет выявить и оценить перенапряжённые участки.

4. Путём анализа напряжённого состояния установлено, что метод ремонта поврежденных криминальной врезкой участков трубопровода с использованием приварного колпака неэффективен. Предложен ряд методов ремонта более эффективных и обеспечивающих надёжность участков с приварными заплатами.

Результаты исследований использованы при:

- обследовании и экспертизе промышленной безопасности магистральных нефтепродуктопроводов Альметьевск - Нижний Новгород и Куйбышев - Брянск;

- обследовании и оценке технического состояния переходов магистрального нефтепродуктопровода Альметьевск - Нижний Новгород через реки Волга и Кама;

- разработке «Методики оценки остаточного ресурса изоляционного покрытия магистральных нефтепродуктопроводов».

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались на научно-технических, научно-практических конференциях и семинарах по проблемам строительства и безопасной эксплуатации объектов трубопроводного транспорта, в том числе:

1) научно-практической конференции «Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса» (Уфа, 2007 г.);

2) международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2007» (Уфа, 2007 г.);

3) научно-практической конференции «Нефтегазовый сервис - ключ к рациональному использованию энергоресурсов» (Уфа, 2007 г.);

4) научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (Уфа, 2007,2008 гг.).

Публикации

По материалам работы опубликованы 14 научных трудов.

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 115 наименований. Работа изложена на 151 странице машинописного текста, содержит 39 рисунков, 29 таблиц.

Автор выражает искреннюю благодарность сотрудникам ГУЛ «ИПТЭР» и научному руководителю K.M. Гумерову за помощь и советы при выполнении и оформлении диссертационной работы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность выбранной темы диссертации. Сформулированы цель и основные задачи работы, показаны ее научная новизна и практическая значимость, приведены основные защищаемые положения.

В первой главе рассматриваются актуальные проблемы обследования трубопроводов с конструктивными элементами, затрудняющими внут-ритрубную диагностику.

1. Принято считать, что внутритрубная диагностика является необходимым и достаточным методом обследования магистральных трубопроводов для принятия решения о допустимости их дальнейшей эксплуатации. Но такое мнение является ошибочным по ряду причин.

Во-первых, техническое состояние трубопровода определяется несколькими составляющими: механическими свойствами металла труб и сварных соединений, дефектами труб и сварных соединений, распределением механических напряжений, состоянием изоляционного покрытия, распределением защитных электрических потенциалов, коррозионной агрессивностью окружающей среды и продукта. Из них методами ВТД поддаётся определению только часть дефектов труб и сварных соединений. Остальные характеристики при ВТД не определяются.

Во-вторых, все известные в настоящее время внутритрубные дефектоскопы вместе позволяют выявить не более 60 % дефектов труб и сварных соединений. Остальная часть дефектов находится вне области чувствительности этих приборов.

Отсюда видно, что составить полное представление о техническом состоянии трубопровода в целом, пользуясь только результатами внутри-трубной диагностики, не имея другой информации, невозможно.

2. Тем не менее, ВТД является самым эффективным методом обследования трубопроводов и быстро развивается. За счёт последовательного пропуска разных снарядов-дефектоскопов, принцип действия которых основан на разных физических явлениях, удаётся получить информацию о дефектах разных видов и происхождений. В настоящее время в системе магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов действует 4-уровневая ВТД.

Снаряды-дефектоскопы отличаются конструктивно и «предъявляют» разные требования к обследуемому трубопроводу. В зависимости от года принятия в эксплуатацию некоторые трубопроводы не могут отвечать всем этим требованиям. Поэтому по ним можно пропускать не все виды снарядов-дефектоскопов, а только некоторые, самые простые. Например, по трубопроводам, содержащим подкладные кольца на стыках, всегда можно пропускать очистные скребки (0-ой уровень), в некоторых случаях - электромеханический снаряд-профилемер (1-ый уровень), после специальной подготовки трубопровода - ультразвуковой дефектоскоп «Ультраскан-\\'М» (2-ой уровень). Другие типы дефектоскопов: магнитный дефектоскоп МБЬ (3-ий уровень) и ультразвуковой дефектоскоп «Ультраскан-СБ» (4-ый уровень диагностики) - по ним пропускать пока не удаётся.

Таким образом, речь может идти только об ограниченных возможностях внутритрубной диагностики. По любому, даже по самому старому и неподготовленному трубопроводу какие-то простейшие снаряды могут пройти, следовательно, в принципе можно провести частичную внутри-трубную диагностику на любом трубопроводе. Полнота информации, получаемой при ВТД, сильно зависит от степени подготовленности трубопровода.

3. При ограниченных возможностях применения внутритрубной диагностики повышается роль внетрубных методов обследования трубопровода и экспертных оценок технического состояния по результатам косвенных измерений. Наряду с известными методами диагностики рассмотрены два новые внетрубные метода обследования, использующие свойства магнитных полей (земли, трубопровода, магнитных зондов), реализованные в приборах «2опс1» и «Орион». Испытания показали, что данные приборы обладают уникальными возможностями и могут стать основой для развития внетрубной диагностики подземных трубопроводов.

4. Анализ возможностей различных методов диагностики показал, что на старых трубопроводах высока роль экспертных оценок технического состояния. Но они нуждаются в совершенствовании, в том числе с применением расчётных методов и моделирования процессов с учётом реальных особенностей. Актуально создание «библиотек» особенностей трубопровода, привязанных к конкретным методам диагностики и приборам.

5. Для изложения основных положений диагностики и оценки состояния трубопроводов с ограничивающими конструктивными элементами (подкладными кольцами) рассмотрены в качестве примера два магист-

ральные нефтепродуктопровода (Альметьевск - Н.Новгород и Куйбышев -Брянск) со сроком службы до 50 лет, отличающиеся режимами эксплуатации и степенью подготовленности к пропуску внутригрубных снарядов.

Вторая глава посвящена исследованию свойств металла труб и сварных соединений трубопроводов с длительным сроком эксплуатации.

Как правило, если магистральный трубопровод содержит конструктивные элементы, затрудняющие внутритрубную диагностику, то он сооружён по старым нормам, и срок его эксплуатации составляет не менее 40 лет. За это время вполне успевают проявиться эффекты старения. Поэтому при определении допустимых рабочих давлений и остаточного ресурса таких трубопроводов необходимо учитывать изменения в свойствах металла труб и сварных соединений.

В работе для примера рассмотрен МНПП Альметьевск -Н.Новгород, а образцы металла отобраны для исследования с разных участков в процессе выполнения ремонтных работ. Исследования привели к следующим результатам.

Трубы изготовлены из низколегированных сталей. В некоторых случаях углеродный эквивалент Сэ достигает предельного значения 0,44 %, параметр свариваемости Рсм превышает предельное значение 0,24. Это говорит о том, что при ремонтных работах на трубопроводе с применением сварки требуется предварительный подогрев металла.

Механические свойства металла труб (сгт, ств, 5, КС1Г40) на бездефектных участках остались в пределах нормативных требований.

Микроструктура представляет собой смесь перлита и феррита. Все структуры мелкозернистые, что объясняет хорошее сочетание прочностных и пластических свойств металла труб. Тип неметаллических включений и чистота по ним в баллах являются обычными для трубных сталей, производимых в 60-ых годах.

О степени охрупчивания металла можно судить по доле хрупкой составляющей в изломе образцов. Как показали фрактографические исследования изломов, температура перехода в хрупкое состояние находится выше минус 40 °С.

Исследования тонких структур с помощью просвечивающей электронной микроскопии при больших увеличениях показали (рисунок 1), что на дислокациях и границах зёрен и субзёрен имеются атомы внедрения и частицы второй фазы выделения. Зёрна феррита имеют ярко выраженную

субзёренную структуру. Отдельные участки зерна разориентированы на 1 ...2 градуса и разделены между собой четко выраженными малоугловыми границами. Плотность дислокаций в ферритных зёрнах повышенная. Наряду с субзёренными в структуре наблюдаются оборванные малоугловые границы - дисклинизации.

а) увеличение 10 000х б)

а) дислокационная и субзёренная структура полиэдрического феррита;

б) субграницы в феррите

Рисунок 1 - Тонкая структура стали 20Г

Анализ наводораживания металла термодесорбционным методом с хроматографической регистрацией выделяющегося при нагреве водорода показал, что слабо закреплённые формы водорода (Н400) отсутствуют, а умеренно закреплённые (Н52о) присутствуют в незначительном количестве (рисунок 2). Следовательно, эксплуатационное наводораживание труб или отсутствует, или невелико и пока не представляет опасности.

Таким образом, условия для старения металла трубопровода Альметьевск - Н.Новгород на бездефектных участках практически отсутствуют, но на локальных участках с концентрацией напряжений и на сварных соединениях эффекты старения могут быть значительными.

Испытания сварных соединений показали следующее.

Прочностные свойства основного металла в районе сварного шва соответствуют нормам, но не соблюдается принятое для трубных сталей требование СоУ^в < 0,8 (в данном случае это отношение достигает 0,817). Относительное удлинение 5 понизилось и на некоторых образцах достигло значения 0,16 %. Это указывает на то, что в районе сварных швов имеет место некоторое охрупчивание металла.

100

200

300

400 500 Температура,°С

Рисунок 2 - Кинетические кривые термодесорбции водорода

при скорости нагрева в вакууме 5... 10 градусов в минуту

Твердость сварного шва выше твердости основного металла, но коэффициент механической неоднородности не превышает 1,1 (рисунок 3).

Сварные соединения имеют высокую электрохимическую неоднородность, связанную с макро- и микроструктурной неоднородностью, неравномерным распределением остаточных напряжений. Существует корреляция в распределениях электродного потенциала и твердости (рисунок 3). Разность стационарных электродных потенциалов достигает 20 мВ. Это приводит к тому, что в контакте с грунтовой водой более уязвимыми являются зона сплавления и околошовная зона.

Таким образом, в районе сварных швов, скорее всего, произошли процессы, приведшие к понижению запаса пластичности. Это не может не сказаться на безопасности трубопровода. Поэтому для сохранения заданного уровня безопасности при дальнейшей эксплуатации трубопровода необходимо провести некоторые компенсирующие мероприятия, например понизить рабочее давление по отношению к проектному давлению. Принимая, что старение металлов идёт по тем же законам, что и распад (ра-

диоактивных веществ), релаксация (напряжений) и другие процессы перехода в более устойчивое состояние, получим выражение

р = р о-Г*', (1)

где Р - давление, обеспечивающее заданный уровень безопасности; X -постоянная старения, зависящая от условий эксплуатации трубопровода. Используя результаты испытаний образцов, для МНПП Альметьевск -Н.Новгород получили X = 0,00325, что соответствует ежегодному снижению допустимого давления на 0,325 %.

Дня оценки остаточного ресурса Т0Сг из выражения (1) путем несложных преобразований получаем

Т--Гь

-тэ=-

-1---1п(-^1-50 = 98-50 = 48лет, (2)

0,00325 1,5,5,1

где Тэ - срок эксплуатации трубопровода (до настоящего момента); Рпр -проектное давление; Рт„ — минимально допустимое рабочее давление, продиктованное технологическими требованиями перекачки. Как показывает расчёт, для МНПП Альметьевск — Н.Новгород при заданном режиме эксплуатации остаточный ресурс металла труб и сварных соединений составляет 48 лет.

Отметим, что данная оценка учитывает только динамику изменения свойств металла и не учитывает развития дефектов.

ТВЕРДОСТЬ

Электродный потенциал

1740 1720 1700 1680

1640

МПа Р VI _ 1 -

к НВ / /Ф

✓ Расспи шие, мл - 7*---

■ 490

-485

-475

Рисунок 3 - Распределение твердости (НВ) и электродного потенциала (ф) по зонам сварного соединения

Третья глава посвящена методам обследования изоляционного покрытия трубопроводов с длительным сроком эксплуатации.

Особенность таких трубопроводов состоит в том, что на них изоляционное покрытие обычно изношено до предела и не отвечает никаким нормам - ни старым, ни новым. Тем не менее, такие трубопроводы продолжают находиться в работе, поскольку средств и возможностей для быстрой и полной замены изоляции обычно не хватает. При этом периодическое обследование изоляционного покрытия преследует две основные задачи:

- не допускать ускоренного коррозионного разрушения трубопровода путём поддержания защитных потенциалов на заданном уровне;

- оптимизировать планы работ по восстановлению изоляции в условиях дефицита средств.

Кроме того, изучая состояние изоляционного покрытия, можно решать и третью задачу - получить сведения о коррозионном состоянии самих труб и сварных соединений. То есть, наличие взаимосвязи явлений в системе «трубопровод - изоляционное покрытие - катодный потенциал» можно рассматривать не только как инструмент прямого метода обследования изоляционного покрытия, но и как инструмент косвенного метода дефектоскопии самого трубопровода (металлической составляющей). Важность этого положения особенно велика для трубопроводов, на которых внутритрубная диагностика затруднена или невозможна.

Можно выделить следующие три метода обследования изоляционного покрытия действующего трубопровода:

- обследование методом электрометрических измерений;

- обследование методом магнитной локации;

- шурфовое обследование.

Каждый из этих методов имеет свои преимущества и недостатки и оказывается востребованным в определённых ситуациях. Например, результаты обследования МНПП Альметьевск - Н.Новгород методом электрометрических измерений позволили путём математического моделирования прогнозировать динамику изменения состояния изоляционного покрытия в зависимости от объёмов ежегодного ремонта (рисунок 4). Как оказалось, при объёмах ремонта менее 15 км в год износ изоляции будет усиливаться (разрушение изоляции идёт быстрее, чем восстановление ремонтом).

Протяжённость

Рисунок 4 - Динамика изменения уровня дефектности

изоляции в зависимости от ежегодных объёмов ремонта

В отличие от других методов метод магнитной локации позволяет измерять токи, протекающие по трубопроводу, по всей длине. На основании этих результатов становится возможным выполнять расчёты и моделировать работу системы катодной защиты при различных условиях (износ изоляции, ремонт отдельных участков, расстановка станций катодной защиты). Подробнее об этом методе изложено в трудах В.В. Иваненкова. Данный метод, будучи внетрубным, по возможностям вполне сопоставим с внутритрубной диагностикой, поэтому имеет большую перспективу. В таблице 1 приведены результаты расчётов остаточного ресурса по переходному сопротивлению изоляционного покрытия МНПП Куйбышев - Брянск, полученные по данным обследований методом магнитной локации.

Таблица 1 - Состояние изоляционного покрытия по остаточному ресурсу

Тост МНПП Куйбышев - Брянск на участке 328 - 435 км

Остаточный ресурс Общая протяженность, м Процент от общего

Ресурс исчерпан 14 568,0 13,6

Тоег не более 5 лет 14 527,0 13,5

Тост от 5 до 11 лет 11 218,0 10,4

Тост свыше 11 лет 66 704,0 62,5

Шурфовые обследования являются локальными, поэтому не могут дать полную картину дефектности. Но они позволяют достоверно установить причины отдельных аномалий, обнаруженных при приборном обследовании трассы. В частности, методом шурфовых обследований установлено, что битумное изоляционное покрытие на МНПП Альметьевск -Н.Новгород растрескалось и потеряло барьерные свойства для коррозион-но-активных веществ, содержащихся в грунтовой воде, а также для электрических зарядов, возникающих при катодной защите. В итоге под битумным покрытием происходит коррозия металла.

В четвертой главе рассмотрены методы контроля напряжённого состояния и прочности действующих трубопроводов.

Как известно, разрушение конструкции происходит тогда, когда в каком-то месте напряжения достигают критического значения. Причиной роста напряжений может быть появление неконтролируемых нагрузок или концентраторов напряжений. При длительной эксплуатации трубопроводов перегрузки обычно возникают вследствие изменений в грунте (размыв, оползень, просадка, землетрясение). Появление и рост концентраторов напряжений обычно связаны с дефектами. На трубопроводах, где невозможна внутритрубная диагностика, обычно дефекты и перенапряжения контролируются одними и теми же методами. Наиболее эффективны следующие методы контроля таких трубопроводов: метод акустико-эмиссионного контроля, метод гидроиспытаний, метод магнитной локации, расчётные методы. Каждый из этих методов имеет свои преимущества и недостатки и оказывается востребованным в определённых ситуациях.

Метод АЭ-контроля основан на регистрации акустических волн, возникающих в металле в процессе его нагружения. Метод предусматривает изменение испытательного давления по определённой программе. Его рекомендуется применять на трубопроводах, которые можно приостановить на время контроля. Данный метод широко применялся на МНПП Альметьевск - Н.Новгород, который эксплуатируется в циклическом режиме: периоды прокачки чередуются с периодами накопления продукта в резервуарах. Это обстоятельство позволило обследовать практически все переходы через овраги, реки и дороги. Результаты обследования показали, что на данном трубопроводе нет активных источников акустических сигналов, соответствующих рабочему давлению 4,0 МПа. Все дефекты являются пассивными.

Основные недостатки метода АЭ-контроля состоят в следующем:

• степень опасности дефектов определяется только для одного выбранного значения давления (в данном случае для давления 4,0 МПа). При других давлениях степень опасности дефектов остаётся неизвестной;

• метод не позволяет прогнозировать возникновение коррозионных свищей, т.к. этот процесс связан не с перенапряжением, а с потерей металла;

• метод очень трудоёмкий и медленный. Он не годится для сплошного контроля трубопровода, а применяется только на отдельных проблемных участках.

Положительный эффект достигается при совмещении АЭ-контроля с гидроиспытаниями подводных переходов. Тогда при испытаниях вместо воды можно использовать продукт перекачки, а появление акустических сигналов при повышении давления свидетельствует о достижении опасного состояния. Это позволяет избежать порыва трубопровода при испытаниях. Такой метод был применён при испытаниях подводных переходов через реки Волга и Кама.

Метод магнитной локации позволяет измерить и оценить напряжения в трубопроводе по следующим косвенным признакам:

1) по наличию собственной локальной намагниченности трубы;

2) по излучению переменных магнитных полей локальными участками трубопровода.

Эти индикаторы несут информацию о механических напряжениях в силу протекания следующих физических процессов соответственно:

1) наличие механических напряжений приводит к преимущественному выстраиванию магнитных доменов собственной намагниченности в теле трубы. При смене знака механических напряжений и их величины происходит перестраивание магнитных доменов согласно закону минимизации суммарной энтропии. Следствие такой перестройки - изменение величины магнитного поля вокруг трубы;

2) колебания намагниченности на напряженных участках трубопровода в спектре частот до 10 кГц. Появление сигналов на частотах, не связанных с пропусканием тока катодной защиты или тестового генератора, может рассматриваться как признак наличия механических напряжений в ближней зоне.

По интенсивности сигнала удается определить координаты источника, его мощность и ориентацию. Эти количественные характеристики позволяют сравнивать источники между собой и обосновывать необходимость ремонта трубопровода.

Данный метод был использован на МНПП Куйбышев - Брянск. На рисунке 5 показано распределение магнитного момента на одном из участков трубопровода. Результаты диагностики методом магнитной локации показали, что на обследованной трассе протяженностью 107,5 км имеются участки общей длиной 7,6 км с аномальными зонами, где магнитный момент составляет ± 40 А-м2 и выше. Эти участки находятся под повышенными напряжениями и содержат дефекты, приведшие к концентрации напряжений. Сравнительный анализ данных, полученных разными методами диагностики, подтверждает этот вывод.

Магнитный ")(1 _________V момент, А-м2 ^

10 0 10 ■ 20 30 • 40 •

.......Г

Г"гг г--т;-7-;т;.......!г......

' , ' ' ' ...... I—' ' '—I—' 1 I'' 1 1 I ' ' ' 1 I 1

150 100 150 200 250 300 350 400 м

Рисунок 5 - Распределение магнитного момента трубопровода на участке 368 - 369 км (стрелками показаны аномальные зоны)

Одним из источников концентрации напряжений на трубопроводах являются сами подкладные кольца, которые затрудняют применение ВТД. Рассмотрена задача о напряженном состоянии такого сварного соединения под действием давления продукта и внутритрубного снаряда. Решение получено методом конечных элементов. На рисунке 6 показаны характер деформирования и распределение осевых напряжений в районе сварного стыка. Расчёты показали, что наиболее напряжённой является корневая зона шва. Коэффициент концентрации напряжений достигает 3-х и более в зависимости от конфигурации нагрузок.

В пятой главе рассматриваются некоторые методы дефектоскопии и ремонта старых трубопроводов.

С точки зрения прочности, определяющим фактором являются наличие и состав дефектов металлической составляющей трубопровода (труб и сварных стыков). На действующих трубопроводах применялись следующие методы поиска дефектов: метод выборочной шурфовки, метод акустической эмиссии, магнитные методы, внутритрубная диагностика. Каждый из этих методов имеет свои особенности, преимущества и недостатки.

Подкладное кольцо Сварной шов Стенка трубы

0,13 6,9 13,7 20,6 27,3 34,1 40,9 47,6 64,4 61? МПа

Рисунок 6 - Распределение напряжений и характер деформаций в районе сварного стыка с подкладным кольцом при давлении 1 МПа

Шурфовое обследование трубопровода проводится выборочно или по мере появления информации об аномалиях. Весь трубопровод невозможно обследовать методом шурфовки. Поэтому полный перечень опасных дефектов остаётся неизвестным. При большом количестве шурфов удаётся выполнить статистический анализ и получить приближённую картину о состоянии трубопровода. Так, по результатам 160 шурфовых обследований, выполненных в течение 3-х лет разными бригадами, на МНПП Альметьевск — Н.Новгород выявлено, что коррозия отсутствует в 3-х случаях (2 %), незначительная - в 147 случаях (92 %), значительная (глубина дефектов более 1 мм) - в 10 случаях (6 %). Следовательно, основная опасность для данного трубопровода исходит от неудовлетворительного состояния изоляции. В большинстве случаев под изоляцией присутствует влага.

Акустико-эмиссионный контроль проводится выборочно на отдельных участках небольшой протяжённости и только для одного выбранного рабочего давления. Обследовать этим методом весь трубопровод не реаль-

но. На МН1Л1 Альметьевск - Н. Новгород методом АЭ-контроля обследован 91 участок общей протяжённостью около 8 км. При этом все выявленные дефекты оказались неактивными (неопасными). Если на эти участки распространить среднюю статистику дефектности аналогичных трубопроводов, установленную по результатам внутритрубной диагностики, то на этих участках должно было бы быть около 1000 дефектов. Из них около 50 дефектов должны иметь глубину более 2 мм. Фактически ни один из таких дефектов методом АЭ-контроля обнаружен не был.

Следовательно, выявляемость дефектов методом АЭ-контроля низкая. Объяснение этому заключается в природе самого метода. Если корро-зионно-язвенный дефект глубиной 2 мм и более не создаёт высоких напряжений при заданном рабочем давлении, то этот дефект не будет излучать никаких импульсов и методом АЭ-контроля не будет обнаружен. Из теории прочности, а также из практики известно, что коррозионные язвы небольших диаметров вообще не создают опасных напряжений вплоть до появления свища. Например, сквозное круглое отверстие диаметром до 5 мм приводит к разрушению трубопровода диаметром 530 мм и толщиной стенки 7 мм из стали 17ГС только при давлении 6,8 МПа, что намного выше рабочих давлений. Поэтому коррозионные язвы методом акустической эмиссии, вполне вероятно, не будут обнаружены.

Магнитные методы, основанные на влиянии дефектов на магнитные свойства трубопровода, находятся на стадии начала широкого применения благодаря приборам типа <Лоп<1» и «Орион». Но здесь остаётся важная нерешённая проблема, связанная с распознаванием дефектов и определением их параметров по полученной магнитной картине трубопровода. Данная проблема решается путём накопления опыта и пополнения «библиотеки» дефектов.

Таким образом, в настоящее время практически все успехи по выявлению и измерению дефектов действующих магистральных трубопроводов всё-таки связаны с развитием внутритрубной диагностики. Перспективных альтернативных направлений дефектоскопии действующих трубопроводов, которые по эффективности могли бы быть сопоставимы с внутритрубной диагностикой, пока не найдено. Следовательно, надо искать возможности использования внутритрубной диагностики и на таких трубопроводах, которые содержат подкладные кольца.

В этом направлении многое уже делается. С одной стороны, путём многократного пропуска всевозможных снарядов (скребков, снарядов-

бульдозеров, шаблонов) повышают проходимость самих трубопроводов. С другой стороны, снаряды-дефектоскопы конструктивно видоизменяют так, чтобы подкладные кольца не наносили повреждений датчикам. Так, некоторые трубопроводы удалось довести до состояния, когда можно использовать дефектоскопы 1 -ого и 2-ого уровней (профилемеры и ультразвуковые дефектоскопы типа «Ультраскан-"?\?М»). Дефектоскопы 3-его и 4-ого уровней пока не могут быть применены, поскольку требуют очень высокой степени подготовки внутренней поверхности трубопроводов.

Таким образом, на некоторых трубопроводах может быть применена частичная внутритрубная диагностика. К числу таких трубопроводов относится и МНПП Куйбышев - Брянск, несмотря на то что подкладные кольца на сварных стыках остаются. Частичная ВТД на участке этого трубопровода протяжённостью 710 км позволила обнаружить 11 965 коррозионных дефектов, 52 дефекта типа «риска», 9 855 дефектов типа «расслоение металла», 7 279 вмятин и гофров, 181 сварочный дефект, 42 062 подкладных кольца. Линейная плотность выявленных дефектов составляет 4 дефекта на 100 м, что примерно в 3 раза меньше, чем если бы применялась внутритрубная диагностика в полном объёме. Количество выявленных подкладных колец примерно в два раза меньше, чем их содержится фактически.

Несмотря на неполную информацию, полученные результаты позволяют выполнить приближённую оценку прочности трубопровода. На рисунке 7 приводятся результаты такой оценки для участка МНПП.

- Р, МПа — ^ I 1 г

* ¡А и

Т шл Г * ♦

\ 1 'ЧА.л

О 50 100 150 200 250 300 км

Рисунок 7 - Результаты оценки прочности участка

МНПП Куйбышев - Брянск по результатам частичной вкутритрубной диагностики

Линиями показано распределение максимальных проходных давлений, соответствующее существующим регламентным режимам эксплуатации трубопровода. Точками показаны безопасные допустимые давления для трубопровода в местах нахождения дефектов. Допустимое давление рассчитано с двукратным запасом прочности. Если точка расположена выше линии, то данный дефект не представляет опасности для трубопровода; если ниже, то он опасен, и данный участок подлежит ремонту.

Таким образом, на трубопроводах, содержащих конструктивные элементы, затрудняющие полную внутритрубную диагностику, возможна частичная внутритрубная диагностика, которая позволяет получить частичную информацию о составе дефектов и целенаправленно выполнять ремонтные работы.

Расчётным путём выполнен анализ эффективности метода ремонта поврежденных участков, использующего приварной колпак. Показана его неэффективность и предложен ряд методов ремонта более эффективных и обеспечивающих надёжность участков с приварными заплатами.

Основные выводы

1. Проанализированы особенности, возможности и проблемы использования внутритрубной диагностики на магистральных трубопроводах, содержащих ограничивающие конструктивные элементы. Установлено, что трубопроводы с подкладными кольцами при соответствующей подготовке могут быть продиагностированы скребками-калибрами (0-ой уровень), снарядами-профилемерами (1-ый уровень), ультразвуковыми снарядами-дефектоскопами на основе продольных волн (2-ой уровень). Применение снарядов-дефектоскопов магнитных (3-ий уровень) и ультразвуковых с поперечными волнами (4-ый уровень) невозможно из-за недостижимо высоких требований к внутренней поверхности стенки.

Наряду с известными методами диагностики рассмотрены два новые внетрубные метода обследования, использующие магнитные свойства, реализованные в приборах «гопс!» и «Орион». Испытаниями установлено, что данные приборы обладают уникальными возможностями и могут стать основой для развития внетрубной диагностики подземных трубопроводов.

2. Основной металл обследованного трубопровода (МНПП Альметьевск - Н.Новгород) после 50 лет эксплуатации продолжает удовлетворять современным нормам по химическому составу, структуре, механическим характеристикам. Сварные соединения претерпели охрупчивание, что вы-

разилось в снижении относительного сужения на 10... 15 % и превышении отношения а0Уств на 2...5 % в сравнении с предельно допустимыми значениями. Для сохранения уровня безопасности данного трубопровода на постоянном уровне рекомендуется снижать рабочее давление на 0,325 % в год по отношению к проектному значению.

3. Эффективным методом диагностики изоляционного покрытия длительно эксплуатируемых магистральных трубопроводов является метод электрометрических измерений приборами типа УКИ-1М, который позволяет обнаружить и оценить полный состав дефектов. Ещё более эффективный метод основан на технологии магнитной локации и реализован в измерительных комплексах серии «Орион». Данный метод позволяет получить полный набор расчётных характеристик изоляционного покрытия, измерить токи по всей трассе, моделировать работу системы катодной защиты, обладает высокой точностью измерений, уровнем автоматизации записи и обработки результатов измерений.

4. В условиях, когда затруднена внутритрубная диагностика, возможны следующие методы оценки напряжённого состояния трубопровода: акустико-эмиссионный контроль, метод магнитной локации, гидроиспытания, расчётные методы. Эффективность обследования значительно возрастает при совместном использовании нескольких методов, например:

- гидроиспытания вместе с акустико-эмиссионным контролем позволяют провести их без разрушения трубопровода;

- сопоставление результатов водолазных обследований с результатами магнитной локации позволяют «просматривать» подводный участок трубопровода с использованием разных явлений и оценивать по разным критериям: по напряжённому состоянию металлической составляющей и по утечкам тока на дефектах изоляционного покрытия.

5. На трубопроводах с подкладными кольцами могут быть применены следующие методы дефектоскопии: метод шурфовых обследований, акустико-эмиссионный контроль, частичная внутритрубная диагностика. Однако ни один из методов контроля не обеспечивает выявление полного состава опасных дефектов. Поэтому повышается роль экспертных оценок состояния трубопровода на основе комплексного анализа результатов, полученных разными методами.

6. На старых трубопроводах применяются практически все известные методы ремонта: наплавка, приварка заплат, приварка муфт, накладка хо-

мутов, замена труб, замена изоляционного покрытия, а также приварка «колпака» на участок криминальной врезки. Анализ показал, что приварка колпака неэффективна. Предложен ряд методов ремонта более эффективных и обеспечивающих надёжность участков с приварными заплатами.

Основные положения диссертационной работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Гиззатуллин P.P., Арсланов И.Н., Гумеров А.К. Металлографическое исследование сварного соединения, выполненного газопрессовой сваркой // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 22 мая 2007 г. - Уфа, 2007. - С. 166-168.

2. Зубаилов Г.И., Гумеров K.M., Гиззатуллин P.P. Ударная вязкость металла и прочность трубопровода // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 22 мая 2007 г. - Уфа, 2007. - С. 169-171.

3. Зубаилов Г.И., Гумеров K.M., Гиззатуллин Р.Р. Влияние ударной вязкости на прочность трубопровода // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2007. - № 3 (69). -С. 33-36.

4. Шмаков В.А., Смирнов Ю.Н., Гиззатуллин P.P. Планирование ремонта магистральных трубопроводов по результатам внутритрубной диагностики // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер, научн.-практ. конф. 24 октября 2007 г. - Уфа, 2007. - С. 90-92.

5. Иваненков В.В., Семиков С.А., Гиззатуллин Р.Р. Оценка изоляционного покрытия трубопровода по интегральному переходному сопротивлению // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер. научн.-практ. конф. 24 октября 2007 г. - Уфа, 2007. - С. 96-98.

6. Муталов Д.И., Сабиров У.Н., Гиззатуллин P.P. Оценка объёма жидкостной пробки с растворителем при очистке магистрального нефтепровода // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер, научн.-практ. конф. 24 октября 2007 г. - Уфа, 2007. - С. 161-162.

7. Гиззатуллин Р.Р., Арсланов И.Н., Зубаилов Г.И. Моделирование и расчёт концентрации напряжений в сварных стыковых соединениях // Трубопроводный транспорт - 2007. Тез. докл. Междунар. учебн.-научн.-практ. конф. / Под ред. А.М. Шаммазова и др. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2007.-С. 130-131.

8. Гиззатуллин Р.Р., Иванов А.И., Чахеев A.JI. Ремонт трубопроводов с криминальными врезками // Трубопроводный транспорт - 2007. Тез. докл. Междунар. учебн.-научн.-практ. конф. / Под ред. A.M. Шаммазова и др. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2007. - С. 132-133.

9. Иваненков В.В., Зубаилов Г.И., Гиззатуллин P.P. Моделирование распределения токов и потенциалов в подземном трубопроводе II Нефтегазовый сервис - ключ к рациональному использованию энергоресурсов. Матер. научн.-практ. конф. 14-15 ноября 2007 г. - Уфа, 2007. - С. 156-158.

10. Гиззатуллин Р.Р. Ремонт участков МНПП с криминальными врезками И Нефтегазовый сервис - ключ к рациональному использованию энергоресурсов. Матер, научн.-практ. конф. 14-15 ноября 2007 г. - Уфа, 2007.-С. 177-179.

11. Иваненков В.В., Гиззатуллин Р.Р. Оценка сопротивления стенанию защитного тока в грунт на трубопроводах со стареющим изоляционным покрытием // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 21 мая 2008 г. - Уфа, 2008. - С. 98-100.

12. Гиззатуллин Р.Р., Рябов И.А., Шуланбаева Л.Т. Выбор критерия качества изоляционного покрытия участка трубопровода после длительной эксплуатации // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 21 мая 2008 г. - Уфа, 2008. - С. 106-107.

13. Гиззатуллин P.P. Комбинированный метод определения переходного сопротивления изоляционного покрытия на конечном участке трубопровода // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 21 мая 2008 г. - Уфа, 2008. - С. 1084 09.

14. Иваненков В.В., Гиззатуллин P.P., Гумеров K.M. Моделирование работы ЭХЗ методом конечных элементов // Нефтегазовое дело. - 2008. -Т. 6. - № 2. http://www.ogbus.ru/autors/Ivanenkov/ Ivanenkov l .pdf.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 7.10.2008 г. Бумага писчая. Заказ № 432. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Гиззатуллин, Рустам Раисович

ВВЕДЕНИЕ.

1 ПРОБЛЕМЫ ОБСЛЕДОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ С КОНСТРУКТИВНЫМИ ЭЛЕМЕНТАМИ, ЗАТРУДНЯЮЩИМИ

ВНУТРИТРУБНУЮ ДИАГНОСТИКУ.

1.1 Выбор трубопроводов для изложения основных положений и методов обследования.

1.2 Факторы, определяющие техническое состояние и безопасность трубопроводов.

1.3 Методы обследования трубопроводов с конструктивными элементами, затрудняющими внутритрубную диагностику.

1.4 Новые методы обследования трубопроводов в процессе длительной эксплуатации.

1.4.1 Прибор для обнаружения несанкционированных врезок в трубопровод и дефектов в трубопроводе "Zond".

1.4.2 Приборы "Орион", основанные на методе магнитной локации

1.5 Проблемы оценки состояния трубопровода по результатам обследований

Выводы по разделу

2. ИССЛЕДОВАНИЕ СВОЙСТВ МЕТАЛЛА ТРУБ И СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ДЛИТЕЛЬНО ЭКСПЛУАТИРУЕМОГО ТРУБОПРОВОДА

2.1 Исследование свойств основного металла труб

2.2 Исследование свойств сварных соединений.

2.3 Остаточный ресурс металла труб и сварных соединений.

Выводы по разделу 2.

3 ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ ДЕЙСТВУЮЩИХ ТРУБОПРОВОДОВ.

3.1 Электрометрические методы обследования.

3.2 Результаты обследования МНПП "Альметьевск-Н.Новгород" методом электрометрических измерений.

3.3 Обследование трубопровода методом магнитной локации.

3.4 Шурфовые обследования.

Выводы по разделу 3.

4. МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ НАПРЯЖЁННОГО СОСТОЯНИЯ И

ПРОЧНОСТИ ТРУБОПРОВОДА.

4.1 Акустико-эмиссионный контроль.

4.2 Метод гидроиспытаний.

4.3 Метод магнитной локации.

4.4 Расчётный метод по результатам водолазных обследований

4.5 Напряжённо-деформированное состояние стыковых соединений с подкладными кольцами.

Выводы по разделу 4.

5 НЕКОТОРЫЕ МЕТОДЫ ДЕФЕКТОСКОПИИ И РЕМОНТА

ТРУБОПРОВОДОВ.

Методы дефектоскопии металлической составляющей трубопроводов. Частичная внутритрубная диагностика.

Методы ликвидации криминальных врезок на магистральных нефтепродуктопроводах.

Выводы по разделу 5.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обеспечение безопасности магистральных трубопроводов с конструктивными элементами, затрудняющими внутритрубную диагностику"

Магистральные нефте-, газо^нефтепродуктопроводы для России играют особую роль. Практически вся экономика страны, так или иначе, зависит от надёжности и безопасности трубопроводных систем. В последние годы и мировая экономика всё больше требует бесперебойных поставок энергоносителей. Причём, в условиях быстроменяющейся политической ситуации, требуется создавать новые магистрали, иногда в обход некоторых проблемных регионов, а также поддерживать в работоспособном состоянии и старые пути поставок с существующими инфраструктурами. В итоге общая протяженность магистральных трубопроводов год из года растёт, образуя разветвленные сети.

Как и все технические объекты, магистральные трубопроводы в процессе эксплуатации претерпевают физический износ и моральное старение. Физический износ состоит в том, что стареют материалы (металл и изоляция), накапливаются всевозможные дефекты (коррозия, усталость, износ), снижается прочность [3, 36, 37, 43, 44, 97, 98]. Моральное старение состоит в том, что требования к трубопроводам со временем меняются, нормативные документы перерабатываются по мере получения новых знаний, опыта и в соответствии с современными законами [99, 100, 101, 102]. Например, одним из современных требований к магистральным трубопроводам является периодическая внутритрубная диагностика [10, 53, 67, 104]. Лет 15 назад такого обязательного требования ещё не было. Поэтому некоторые старые трубопроводы построены без учета данного требования и до сих пор не приспособлены к ведению внутритрубной диагностики.

В настоящее время все магистральные трубопроводы стремятся привести в соответствие с современными нормами. Для этого, например, неравнопроходные задвижки меняют на равнопроходные; крутоизогнутые отводы меняют на отводы с радиусом кривизны более 5 диаметров; устанавливают камеры пуска и приема средств очистки и диагностики; обустраивают трассу маркерами и т.д. Одновременно разрабатывается и совершенствуется нормативная база, регламентирующая процесс диагностики и обработку получаемой информации. Так, постепенно, на уровне нормативных документов и деклараций пришли к положению, когда магистральные трубопроводы обязательно должны подвергаться внутритрубной диагностике. А те трубопроводы, которые по разным причинам не могут быть обследованы внутритруб-ными снарядами, остались фактически вне правового поля. Что с ними делать при дальнейшей эксплуатации - чётких инструкций не оказалось.

Можно было бы вернуться к старым методам, которые действовали до широкого внедрения методов внутритрубной диагностики. Но такой механический переход уже невозможен, так как ситуация существенно изменилась. Во-первых, сейчас появилась и действует система промышленной безопасности, основанная на федеральных законах по безопасности и подзаконных актах. Требования этих законов обязаны выполнять в любом случае. Во-вторых, созданы и усовершенствованы другие методы диагностики и технические средства. Невозможность или затруднённость внутритрубной диагностики должны компенсировать за счёт использования других современных методов диагностики. В-третьих, накоплен большой опыт по внутритрубной диагностике трубопроводных систем вообще. И даже если данный конкретный трубопровод не может быть продиагностирован с помощью внутри-трубных дефектоскопов, некоторое представление о нём можно получить по результатам обследования других трубопроводов, эксплуатирующихся в аналогичных условиях (те же продукты перекачки, климатические условия, нагрузки, марки сталей и т.д.).

Таким образом, можно и нужно заново рассмотреть особенности данных трубопроводов (не приспособленных к внутритрубной диагностике) с точки зрения современных знаний, пересмотреть методы диагностики и оценки безопасности на новой научной и технической базе, достигнутой к настоящему времени.

Основными препятствиями использованию внутритрубной диагностики на магистральных трубопроводах являются сварные стыки, выполненные на подкладных кольцах или внахлест. Причём, эти препятствия практически невозможно ликвидировать без демонтажа трубопровода. В то же время невозможность внутритрубной диагностики не может служить достаточным основанием для демонтажа трубопровода, поскольку аварийность на многих из них не выше средних показателей системы в целом. Таким образом, имеется необходимость разработать положения по диагностике и оценке технического состояния магистральных трубопроводов, не приспособленных для широкого применения внутритрубной диагностики. Эту работу целесообразно выполнить на примере конкретных трубопроводов.

Исходя из этого, была выбрана цель перед настоящей работой - разработка методологии обследования и оценки технического состояния длительно эксплуатируемых магистральных трубопроводов, не приспособленных для проведения внутритрубной диагностики и поставлены следующие задачи:

2. Исследование свойств металла труб и сварных соединений длительно эксплуатируемых трубопроводов.

3. Исследование состояния изоляционного покрытия действующих трубопроводов

4. Анализ методов контроля напряжённого состояния и прочности трубопровода.

5. Совершенствование некоторых методов дефектоскопии и ремонта длительно действующих трубопроводов.

Основой для решения данных задач явились труды отраслевых институтов (ГУП "ИПТЭР", ОАО "ВНИИСТ", ООО "ВНИИГАЗ"), лабораторий и кафедр высших учебных заведений (УГНТУ, РГУНГ им. И.М. Губкина, ЮУрГУ), Центра технической диагностики «Диаскан», ОАО "Подводспец-транснефтепродукт", ЗАО "Нефтегазкомплектсервис" и других научных и диагностических центров, специалистов АК «Транснефть», АК «Транснефтепродукт», ОАО «Газпром», работы ведущих ученых: B.J1. Березина, О.М. Иванцова, А.Г. Гумерова, Р.С. Зайнуллина, К.М. Ямалеева, Х.А. Азметова, М.Х. Султанова, К.В. Черняева, Е.С. Васина, И.Г. Абдуллина, М.В. Лисано-ва, и других. Кроме того, в работе использованы и обобщены данные о фактическом техническом состоянии магистральных трубопроводов, опыт проведения экспертизы безопасности ряда магистральных нефтепродуктопрово-дов, результаты обследования аварий, результаты диагностики методами электрометрических измерений, внутритрубных и шурфовых обследований. В работе использованы также результаты некоторых испытаний современных средств и методов диагностики, аналитические, эмпирические и численные методы моделирования процессов, положения теорий вероятности и математической статистики, теории прочности и механики разрушения, теории тепловых процессов и сварки.

В процессе решения поставленных задач получены следующие результаты, представляющие научную новизну:

1. Установлено, что трубопроводы, находящиеся в эксплуатации 45.50 лет, содержат конструктивные элементы, затрудняющие проведение внутритрубной диагностики в полном объёме: подкладные кольца на сварных стыках и детали с неравнопроходными сечениями. На таких трубопроводах более интенсивно происходят явления, не учтённые при проектировании: локальное старение металла труб и трещинообразование.

2. Показано, что внутритрубная диагностика, несмотря на большую эффективность по сравнению с другими методами контроля, позволяет получать информацию о дефектах в объёме не более 60 % в зависимости от подготовленности трубопровода. При наличии конструктивных элементов, затрудняющих внутритрубную диагностику, увеличивается роль внетрубных методов обследования, расчётных методов и экспертных оценок.

3. Установлено, что за 45.50 лет эксплуатации трубопровода сварные соединения претерпевают охрупчивание, что выражается в снижении относительного сужения на 10. 15 % и повышении отношения Оо^Ов на2.5 % в сравнении с предельно допустимыми значениями. Это явление наряду с механической и электрохимической неоднородностью сварных соединений требует корректировки допустимых рабочих давлений при дальнейшей эксплуатации трубопровода.

Практическая ценность работы заключается в следующем:

1. На основе анализа результатов испытаний образцов установлено, что для компенсации отрицательного влияния эффектов старения металла и сварных швов на надёжность и безопасность магистрального нефтепродук-топровода требуется снижать рабочее давление на 0,3.0,35 % в год. За 50 лет общее снижение давления составит 14. 16 % по отношению к проектному давлению.

2. Результаты обследований реальных трубопроводов показали, что эффективным методом диагностики изоляционного покрытия является метод электрометрических измерений, который позволяет обнаружить и приближённо оценить дефекты покрытия. Ещё более эффективный метод основан на технологии магнитной локации (MJI), который позволяет получить распределение свойств изоляционного покрытия по дистанции, значения защитных и блуждающих токов, обладает высокой точностью измерений, возможностью автоматизации записи и обработки результатов.

3. Установлено, что в условиях, когда затруднена полная внутритруб-ная диагностика, возможно применение следующих методов диагностики и оценки напряжённого состояния трубопровода: частичная внутритрубная диагностика дефектоскопами до 2-ого уровня, акустико-эмиссионный (АЭ) контроль, магнитная локация, гидроиспытания, расчёты с использованием результатов локации (в том числе на подводных переходах). Эффективность обследования значительно возрастает при совместном применении нескольких методов, например:

- гидроиспытания вместе с акустико-эмиссионным контролем позволяют провести их без разрушения трубопровода;

На защиту выносятся:

1. Общая методология обследования и оценки технического состояния трубопроводов с конструктивными элементами, затрудняющими внутри-трубную диагностику.

2. Полученные результаты, в том числе:

- по динамике изменения свойств металла труб и сварных соединений при длительной эксплуатации;

- по напряжённому состоянию сварных стыков с подкладными кольцами;

- по технологиям внетрубного обследования трубопроводов.

Результаты исследований использованы при:

- обследовании и экспертизе промышленной безопасности магистральных нефтепродуктопроводов "Альметьевск - Нижний Новгород" и "Куйбышев - Брянск";

- обследовании и оценке технического состояния переходов магистрального нефтепродуктопровода "Альметьевск - Нижний Новгород" через реки Волга и Кама;

- разработке "Методики оценки остаточного ресурса изоляционного покрытия магистральных нефтепродуктопроводов".

Автор выражает искреннюю благодарность сотрудникам ГУЛ «ИПТЭР» и научному руководителю К.М. Гумерову за помощь и советы при выполнении и оформлении диссертационной работы.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Гиззатуллин, Рустам Раисович

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

1. Проанализированы особенности, возможности и проблемы использования внутритрубной диагностики на магистральных трубопроводах, содержащих ограничивающие конструктивные элементы. Установлено, что трубопроводы с подкладными кольцами при соответствующей подготовке могут быть продиагностированы скребками-калибрами (0-ой уровень), сна-рядами-профилемерами (1-ый уровень), ультразвуковыми снарядами-дефектоскопами на основе продольных волн (2-ой уровень). Применение снарядов-дефектоскопов магнитных (3-ий уровень) и ультразвуковых с поперечными волнами (4-ый уровень) невозможно из-за недостижимо высоких требований к внутренней поверхности стенки.

Наряду с известными методами диагностики рассмотрены два новые внетрубные метода обследования, использующие магнитные свойства, реализованные в приборах «Zond» и «Орион». Испытаниями установлено, что данные приборы обладают уникальными возможностями и могут стать основой для развития внетрубной диагностики подземных трубопроводов.

2. Основной металл обследованного трубопровода (МНПП Альметьевск — Н.Новгород) после 50 лет эксплуатации продолжает удовлетворять современным нормам по химическому составу, структуре, механическим характеристикам. Сварные соединения претерпели охрупчивание, что выразилось в снижении относительного сужения на 10. 15 % и превышении отношения стоУов на 2.5 % в сравнении с предельно допустимыми значениями. Для сохранения уровня безопасности данного трубопровода на постоянном уровне рекомендуется снижать рабочее давление на 0,325 % в год по отношению к проектному значению.

- гидроиспытания вместе с акустико-эмиссионным контролем позволяют провести их без разрушения трубопровода;

5. На трубопроводах с подкладными кольцами могут быть применены следующие методы дефектоскопии: метод шурфовых обследований, акусти-ко-эмиссионный контроль, частичная внутритрубная диагностика. Однако ни один из методов контроля не обеспечивает выявление полного состава опасных дефектов. Поэтому повышается роль экспертных оценок состояния трубопровода на основе комплексного анализа результатов, полученных разными методами.

6. На старых трубопроводах применяются практически все известные методы ремонта: наплавка, приварка заплат, приварка муфт, накладка хомутов, замена труб, замена изоляционного покрытия, а также приварка «колпака» на участок криминальной врезки. Анализ показал, что приварка колпака неэффективна. Предложен ряд методов ремонта более эффективных и обеспечивающих надёжность участков с приварными заплатами.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Гиззатуллин, Рустам Раисович, Уфа

1.Г., Гареев А.Г., Мостовой А.В. Диагностика коррозионного растрескивания трубопроводов. - Уфа: Гилем, 2003. - 100 с.

2. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Мостовой А.В. Коррозионно-механическая стойкость нефтегазовых трубопроводных систем. Уфа: «Гилем», 1997. - 176 с.

3. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Худяков М.А. и др. Коррозионное растрескивание магистральных нефтепроводов // Сб. научных трудов "Инновационные проблемы развития машиностроения в Башкортостане". Уфа: Гилем, 2003. - С. 150-161.

4. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Худяков М.А. Анализ стадий зарождения и развития малоцикловой коррозионной усталости металла магистральных нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти. 1999. -№ 6.-С. 31-34.

5. Березовский Б.М. Математические модели дуговой сварки: В 3 т. Челябинск: Изд-во ЮУрГУ, 2002, 2003, 2004.

6. Борисов Б.И. Защитная способность изоляционных покрытий подземных трубопроводов. М.: Недра, 1987. - 201 с.

7. Винокуров В.А., Григорьянц А.Г. Теория сварочных деформаций и напряжений. М.: Машиностроение, 1984. - 280 с.

8. Воронин В.И., Воронина Т.С. Изоляционные покрытия подземных трубопроводов. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 200 с.

9. ВРД 39-1.10-026-2001. Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов. М.: ОАО "Газпром", ООО "ВНИИГАЗ", 2001.

10. Галлямов А.К., Черняев К.В., Шаммазов A.M. Обеспечение надежности функционирования системы нефтепроводов на основе технической диагностики. Уфа: УГНТУ, 1998. - 600 с.

11. Галяутдинов А.А. Научные основы повторного использования демонтированных труб на магистральных трубопроводах. Автореф. . канд.техн. наук. Уфа, 2007. - 27 с.

12. Гиззатуллин P.P. Ремонт участков МНПП с криминальными врезками // Нефтегазовый сервис ключ к рациональному использованию энергоресурсов: Матер, научн.-практ. конф. 14-15 ноября 2007 г. - Уфа, 2007.-С. 177-179.

13. Глазов В.Н. Эффективность электрохимической защиты магистральных нефтепроводов. Серия "Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности". М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - Вып.5. - 56 с.

14. ГОСТ 1497-84. Металлы. Методы испытаний на растяжение.

15. ГОСТ 1778-70. Сталь. Металлографический метод определения неметаллических включений.

16. ГОСТ 18895-97 Сталь. Метод фотоэлектрического спектрального анализа.

17. ГОСТ 20295-85. Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов. Технические условия.

18. ГОСТ 25.504-82. Расчеты и испытания на прочность. Методы определения характеристик усталости.

19. ГОСТ 25.506-85. Расчеты и испытания на прочность. Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении. -М.: Изд-во стандартов.

20. ГОСТ 5639-82. Сталь. Методы выявления и определения величины зерна.

21. ГОСТ 5640-68. Сталь. Металлографический метод оценки микроструктуры.

22. ГОСТ 6996-66. Сварные соединения. Методы определения механических свойств.

23. ГОСТ 9454-78. Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженной, комнатной и повышенной температурах.

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

25. ГОСТ Р 52079-2003. Трубы стальные сварные для магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Технические условия.

26. Государственный доклад о состоянии промышленной безопасности опасных производственных объектов, рационального использования и охраны недр Российской Федерации в 2001 году. М.: ГГТН РФ, 2002. - 162 с.

27. Государственный доклад о состоянии промышленной безопасности опасных производственных объектов, рационального использования и охраны недр Российской Федерации в 2002 году. Сайт ГГТН РФ.

28. Григорашвили Ю.Е., Карпов Р.Г., Бухлин А.В., Локатор источниковслабых магнитных полей // Приборы и системы. Управление, контроль, диагностика. М.: " Научтехлитиздат", 2006. - № 9. - С. 21-25.

29. Григорашвили Ю.Е., Карпов Р.Г., Степанов A.M. Метод локации источников слабых магнитных полей // Известия вузов. Электроника.- М.: МИЭТ, 2006. № 2. - С. 37-41.

30. Гуляев, А.П. Металловедение. М.: Оборонгиз; 1963. - 464 с.

31. Гумеров А.Г., Зайнуллин Р.С., Гумеров Р.С. Влияние режимов испытаний на работоспособность нефтепроводов // Транспорт и хранение нефти. Обзорная информация. Вып. 7. М.: ВНИИОЭНГ, 1988. - 45 с.

32. Гумеров А.Г., Зайнуллин Р.С., Ямалеев К.М., Росляков А.В. Старение труб нефтепроводов.- М.: Недра, 1995. 218 с.

33. Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Гумеров К.М. Безопасность длительно эксплуатируемых магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 2001.- 305 с.

34. Гумеров А.К., Шмаков В.А., Хайрутдинов Ф.Ш. Механизмы разрушения магистральных трубопроводов с приварными элементами // Нефтегазовое дело. 2006. - № 4. - С. 227.http://www. ogbus.ru /authors/GumerovAK/GumerovAKl.pdf

35. Гумеров И.К. Методология экспертизы безопасности длительно эксплуатируемых магистральных трубопроводов на основе математического моделирования. Автореф. канд. техн. наук. Уфа, 2006. - 26 с.

36. Гумеров И.К., Хайрутдинов Ф.Ш., Шмаков В.А. Моделирование состояния изоляционного покрытия на основе результатов электрометрических измерений // Нефтегазовое дело. 2006. - № 4. - С. 141. http://www.ogbus.ru/authors/GumerovIK/ GumerovIKl .pdf

37. Гумеров К.М., Галяутдинов А.Б., Гумеров И.К., Габдюшев Р.И., Аб-дульманов A.M., Фаузетдинов P.M. Анализ аварии на магистральном газопроводе // Интеллектика, логистика, системология. Сборник научных трудов. Выпуск 11. Челябинск, 2003. - С. 31-42.

38. Зайнуллин Р.С. Механика катастроф. Обеспечение работоспособности оборудования в условиях механохимической повреждаемости. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 1997. - 426 с.

39. Зайнуллин Р.С., Гумеров А.Г., Морозов Е.М. и др. Гидравлические испытания действующих нефтепроводов. М.: Недра, 1990. - 156 с.

40. Иванов Е.А., Дадонов Ю.А., Мокроусов С.Н., Пашков Н.Е. О техническом состоянии магистрального трубопроводного транспорта в России / Безопасность труда в промышленности. 2000. № 9. - С. 34-37.

41. Коррозионное растрескивание газопроводов. Атлас. Структурное состояние, характер разрушения / Сурков Ю.П., Рыбалко В.Г., Сычева Т.С. и др. Екатеринбург, 1999. - 70 с.

42. Лисин Ю.В. Система предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций // Трубопроводный транспорт нефти. 2000. - № 9. - С. 10-17.

43. Махутов Н.А., Бурак М.И., Гаденин М.М. и др. Механика малоциклового разрушения. М.: Наука, 1986. - 264 с.

44. Механика разрушения и прочность материалов / Справочное пособие в 4-х томах под общ. ред. В.В. Панасюка. Киев: Наукова Думка, 1988.

45. Методика определения остаточного ресурса трубопроводов с дефектами, определяемыми внутритрубными инспекционными снарядами, 1997 г.

46. Никонов И.И. Дефекты кристаллического строения металлов. М., Металлургия, 1983 г. - 232 с.

47. ОР-16.01-60.30.00-КТН-053-1-04. Регламент технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды.

48. Пашков Ю.И., Георгиев М.Н. Влияние срока эксплуатации на изменение механических свойств металла трубопроводов. Jornal of the techni-kal university ft plovdiv. Vol. 7 "Technical sciences".- Plovdiv, Bulgaria. 2001.-p. 31-49.

49. Партон B.3., Морозов E.M. Механика упругопластического разрушения. М.: Наука, 1985. - 502 с.

50. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

51. ПБ 03-246-98. Правила проведения экспертизы промышленной безопасности.

52. Полевые методы исследования коррозионных свойств грунтов и воды. Тематический аннотированный указатель авторских свидетельств СССР.-Киев, 1973.-32 с.

53. ПР-13.02-74.30.90-КТН-003-1-00. Правила проведения обследований коррозионного состояния магистральных нефтепроводов.

54. Проблемы старения сталей магистральных трубопроводов: Сборник трудов научно-практического семинара / Под общей ред. Б.В. Будзуля-ка и А.Д. Седых. Н.Новгород: Университетская книга, 2006. - 220 с.

55. Пуликовский К.Б., Гумеров К.М., Гумеров Р.С., Шмаков В.А. Причины и механизмы развития разрушения вантузного узла магистрального трубопровода // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2007. - №1 (67). - С. 52-58.

56. Разработка научных основ и создание системы безопасной и долговременной эксплуатации магистральных трубопроводов России /Черняев К.В., Фокин М.Ф. и др. М.: АК «Транснефть», 1999. - 92 с.

57. РД 03-131-97 и ПБ 03-593-03 Правила организации и проведения аку-стико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов.

58. РД 09-102-95. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзо-ру России. М.: Госгортехнадзор России, 12.11.1995.

59. РД 17.01-60.30.00-КТН-007-1-04. Инструкция по контролю состояния изоляции магистральных нефтепроводов методом катодной поляризации.

60. РД 39-30-859-83. Правила испытаний линейной части действующих магистральных нефтепроводов. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1983.

61. РД 39-30-1060-84. Инструкция по обследованию технического состояния подводных переходов магистральных нефтепроводов, Уфа: ВНИИСПТнефть, 1984.

62. РД 39-034-03. Положение об организации сварочных работ при ремонте линейной части магистральных нефтепроводов. НКТН «КазТран-сОйл», ИПТЭР, 2000. 101 с.

63. РД 39-0147103-360-89. Инструкция по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопроводов под давлением.- Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989. 60 с.

64. РД 39-0147103-372-86. Инструкция по обследованию коррозионного состояния магистральных нефтепроводов. — Уфа, ВНИИСПТнефть, 1987.

65. РД 39Р-00147105-025-02. Методика определения остаточного ресурса изоляционных покрытий подземных трубопроводов.

66. РД 50-345-82. Расчеты и испытания на прочность. Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трещиностой-кости (вязкости разрушения) при циклическом нагружении. М.: Изд-во стандартов, 1983.

67. РД 102-008-2002 Инструкция по диагностике технического состояния трубопроводов бесконтактным магнитометрическим методом.

68. РД 153-39.4-038-99 Методика технической диагностики подводных переходов большой протяженности магистральных нефтепродуктопро-водов и отводов с использованием акустико-эмиссионного метода.

69. РД 153-39.4-041-99 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов.

70. РД 153-39.4-067-04* Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов.

71. РД 153-39.4Р-119-03. Методика оценки работоспособности и проведения аттестации эксплуатирующихся магистральных нефтепроводов.- М.: АК «Транснефть», 2003.

72. РД 153-39.4Р-134-202 Методика расчета максимально допустимого рабочего давления при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов с учетом старения стальных труб, циклической долговечности и данных технической диагностики.

73. Рекомендации по учету старения трубных сталей при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов. Уфа: ВНИИСПТ-нефть, 1988.-29 с.

74. Савельев И.В. Курс общей физики, том И. Электричество. М.: Наука, 1970.-432 с.

75. Сергеев Т.К., Тарлинский В.Д., Болотов А.С. Влияние состояний водорода на коррозионное растрескивание под напряжением. Строительство трубопроводов. 1993. - № 10-11. - С. 35-37.

76. Сергеева Т.К., Турковская Е.П., Михайлов Н.П., Чистяков А.И. Состояние проблемы стресс- коррозии в странах СНГ и за рубежом. Обзорная информация. Серия: Защита от коррозии оборудования в газовой промышленности. М.: ИРЦ «Газпром», 1997. - 99 с.

77. Сираев А.Г., Гумеров И.К., Ямуров Н.Р. и др. Диагностирование трубопроводов системы газоснабжения после исчерпания нормативного срока эксплуатации // Инжиниринг, инновации, инвестиции. Сборник научных трудов. Выпуск 3. Челябинск, 2003. - С. 57-63.

78. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы.

79. СНиП Ш-42-80*. Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ / Минстрой России. М.: ГУП ЦПП, 1997. - 65 с.

80. Суханов А.В., Мустафин У.М., Велиев М.М. Исследование влияния деформационного старения на трещиностойкость сталей. Уфа: МНТЦ "БЭСТС", 2005.-С. 13-14.

81. Султанов М.Х. Долговечность магистральных трубопроводов. М.: Недра, 2005. - 340 с.

82. Технический отчет по обследованию технического состояния МНПП «Куйбышев Брянск» на участке 329 - 434 км. - М: ООО "НПП Тех-носфера-МЛ", 2007.

83. Технический отчет по приборному обследованию 3 класса подводного перехода через р. Волга нефтепродуктопровода «Альметьевск Нижний Новгород» (2 нитки). - Самара, ПО «Подводспецтранснефтепро-дукт», 1999.

84. Технический отчет по приборному обследованию 3 класса подводного перехода через р. Кама нефтепродуктопровода «Альметьевск Нижний Новгород» (2 нитки). - Самара, ПО «Подводспецтранснефтепродукт», 1999.

85. Технические отчёты по комплексному обследованию состояния изоляционного покрытия и степени защищённости от коррозии МНПП "Альметьевск-Н.Новгород". Самара: ОАО "Подводспецтранснефтепродукт", 2005.

86. Технический отчет по результатам акустико-эмиссионного контроля магистрального нефтепродуктопровода «Нижнекамск Набережные Челны» ОАО «Средне-Волжский Транснефтепродукт». - Самара, ОАО «Подводспецтранснефтепродукт», 2002.

87. ФЗ № 7. Федеральный закон «Об охране окружающей среды».

88. ФЗ № 69. Федеральный закон «О пожарной безопасности в Российской Федерации».

89. ФЗ № 116. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

90. ФЗ № 184. Федеральный закон "О техническом регулировании".

91. Черняев K.B., Васин Е.С. Система безопасной эксплуатации и продления срока службы магистральных нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти. 1998. - № 11. - С. 16-21.

92. Eiber R. Line pipe retains yield strength after long service // Oil and Gas J.- 1980,-№ 13.-P. 151-154.

93. Engen D., Jaarah M. Aging Canadian product line inspected internally // Oil and Gas J. 1999. - Vol. 97. - № 29. - P. 63-68.

94. Recent pipeline technologies improve efficiency // Oil and Gas J. Vol. 98.- № 38. P. 62-68.

95. Turner D. WPL's 12 years experience in hydrotesting answers questions // j Pipe Line and Gas Industry. 1995. - Vol. 78. - №6. - P. 39-45.

Информация о работе

Гиззатуллин, Рустам Раисович
кандидата технических наук
Уфа, 2008
ВАК 25.00.19

Диссертация

Обеспечение безопасности магистральных трубопроводов с конструктивными элементами, затрудняющими внутритрубную диагностику - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Обеспечение безопасности магистральных трубопроводов с конструктивными элементами, затрудняющими внутритрубную диагностику - тема автореферата по наукам о земле, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы