Организационно-технологическая система обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов

Гаспарянц, Рубен Саргисович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Организационно-технологическая система обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Организационно-технологическая система обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов"

УДК 622 692 4

На правах рукописи

РГБ ОД

2& АВГ 2008

Гаспарянц Рубен Саргисович

ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Специальность 25 00 19 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

003445540

Уфа 2008

003445540

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Инжиниринговая нефтегазовая компания Всероссийский научно-исследовательский институт по строительству и эксплуатации трубопроводов, объектов ТЭК» (ОАО ВНИИСТ)

Официальные оппоненты

- доктор технических наук, профессор Халлыев Назар Халлыевич

- доктор технических наук, профессор Мустафин Фаниль Мухаметович

- доктор технических наук, доцент Каравайченко Михаил Георгиевич

Ведущая организация

- ОАО «Институт Нефтепродукт-проект»

Защита диссертации состоится 25 сентября 2008 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 222 002 01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу 450055, г. Уфа, пр Октября, 144/3

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов»

Автореферат разослан « 30 » июля 2008 г

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук

ЛП Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Магистральные нефтепроводы (МН) в экономике страны занимают одну из ключевых позиций Вопросы обеспечения надежной и безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов затрагивают не только систему нефтепроводного транспорта, но и многие другие отрасли, а также существенно влияют на достижение целей, сформулированных в Концепции энергетического развития страны

Современное состояние нефтепроводного транспорта характеризуется длительным сроком эксплуатации ряда действующих магистральных нефтепроводов при существенном увеличении объемов перекачки нефти и сооружением новых мощных МН, работающих при повышенном давлении Обеспечение эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов в условиях их длительной эксплуатации, увеличения объемов перекачки и повышения давления становится все более актуальным

Проблема надежности магистральных нефтепроводов охватывает широкий круг вопросов, таких как анализ условий возникновения повреждений и разработка мероприятий по их предотвращению, анализ фактического технического состояния МН и выбор эффективных способов повышения их надежности и безопасности В связи с этим объективно необходимым является создание организационно-технологической системы обеспечения эксплуатационной надежности МН, содержащей приоритетные направления достижения цели Одним из таких приоритетных направлений является обеспечение показателей надежности на стадии проектирования Качественное проектирование позволяет в последующем существенно снизить затраты на техническое обслуживание и ремонт МН Обеспечение требуемых показателей надежности и безопасности может быть достигнуто также на основе применения научно обоснованных типовых проектных и технических решений, в т ч с учетом экологической безопасности, и соответствующими техническими требованиями к материалам, изделиям и оборудованию (комплектующим)

Достоверная оценка надежности МН занимает важное место в решении рассматриваемой проблемы Исходя из конструктивных особенностей МН

как сложной технической системы, принимая во внимание то, что МН отно-

сятся к опасным производственным объектам, эффективным методом оценки их надежности является вероятностный анализ безопасности (ВАБ)

С учетом того, что трубы, изделия и технологическое оборудование по разным причинам имеют дефекты, развивающиеся в ходе эксплуатации МН, техническое диагностирование объектов трубопроводного транспорта нефти и оценка их технического состояния являются необходимыми элементами обеспечения надежности МН При этом с целью исключения отказов МН из-за роста дефектов до недопустимых параметров требуется разработка метода расчета труб на прочность и долговечность с учетом фактического уровня дефектности

Формирование организационно-технологической системы обеспечения надежной эксплуатации МН как опасных производственных объектов предполагает создание и поддержание в актуализированном состоянии базы нормативно-технических документов в виде отраслевого информационного фонда (ОИФ)

Методологической основой решения проблем надежности магистральных нефтепроводов являются работы ведущих специалистов отраслевых институтов (ИПТЭР, ВНИИСТ, ГИПРОТРУБОПРОВ ОД), академических институтов (ИМАШ им. А А Благонравова, ИМЕТ им. А А Байкова, ИЭС им ЕО. Патона), лабораторий и кафедр высших учебных заведений (УГНТУ, РГУ нефти и газа им И М Губкина), Центра технической диагностики «Диаскан», специалистов АК «Транснефть», других научных центров страны

Аналитической основой решения задач по расчету на прочность и долговечность труб МН являются методы механики деформируемых систем, развитые Лякишевым Н П, Махутовым Н А, Москвитиным Г В , Морозовым Е М , Стекловым О И, Зайнуллиным Р С и другими учеными

Методы и средства обеспечения надежности и безопасности магистральных нефтепроводов на основе анализа аварий и повреждений действующих МН, современные методы расчета и проектирования, диагностирования и оценки фактического технического состояния, разработанные Абдуллиным И Г , Азметовым X А, Березиным В.Л, Бородавкиным П П, Быковым Л И , Гумеровым А Г, Гумеровым К М, Гумеровым Р.С , Иванцо-вым О М, Идрисовым Р X, Малютиным Н А, Пашковым Ю И, Притулой В В , Самойловым Б В , Султановым М X, Фокиным М Ф, Хал-

лыевым Н X, Ямалеевым К М , Ясиным Э М и другими учеными, позволили создать новые технические и технологические решения, обеспечившие прогрессивное развитие систем магистрального трубопроводного транспорта

В последние годы наметились новые направления в решении проблемы обеспечения надежности магистральных нефтепроводов, в связи с чем появилась необходимость в их анализе, обобщении и развитии

Основные научные исследования по диссертационной работе выполнены в рамках

• Межгосударственной научно-технической программы «Высоконадежный трубопроводный транспорт», утвержденной правительствами Российской Федерации и Украины в 1993 г,

• Концепции повышения надежности объектов трубопроводного транспорта нефти, принятой ОАО «АК «Транснефть»;

• Государственного инновационного проекта «Магистраль»

Целью диссертационной работы является повышение надежности

при эксплуатации магистральных нефтепроводов за счет создания комплексной организационно-технологической системы, включающей методы нормирования технических показателей элементов системы магистральных нефтепроводов, организации проектирования на основе применения типовых проектов, вероятностного анализа безопасности, расчета на прочность и долговечность труб с дефектами, оценки технического состояния объектов магистрального нефтепровода

Основные задачи исследований

1 Разработать структуру и сформулировать направления развития компонентов организационно-технологической системы обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов на всех этапах их жизненного цикла

2 Усовершенствовать процесс организации проектирования сложных систем трубопроводного транспорта нефти на основе развития методологии типового проектирования и создания системы технических требований к комплектующим материальным ресурсам

3 Разработать методику расчета напряжений в подземном трубопроводе на пересеченном рельефе местности и метод снижения ущерба окружающей среде при авариях

4 Адаптировать методологию вероятностного анализа безопасности к задачам повышения эксплуатационной надежности объектов трубопроводного транспорта нефти

5 Усовершенствовать систему организации технического диагностирования магистрального нефтепровода

6 Разработать методы расчета труб на прочность и долговечность с учетом фактического уровня дефектности

7 Разработать систему оценки технического состояния магистральных нефтепроводов

8 Разработать методологию формирования отраслевого информационного фонда

Методы решения

При решении поставленных задач использовались методы теории вероятности и математической статистики, методы исследования больших систем, методы механики деформируемых тел

Для подтверждения выводов и результатов разработанных в работе расчетных методов использованы экспериментальные данные, полученные при опытно-промышленных натурных, стендовых и лабораторных испытаниях.

Научная новизна

1 Разработаны основные принципы обеспечения системной надежности магистральных нефтепроводов на всех этапах их жизненного цикла (предпроектная стадия, проектирование, строительство, эксплуатация)

2 Разработан комплекс технических требований и методы их количественной оценки для труб и других комплектующих материальных ресурсов, учитывающие разброс фактических свойств

3 Разработан метод повышения экологической безопасности, основанный на оптимальном размещении запорной арматуры на линейной части магистрального нефтепровода Предложено, с целью повышения экологической безопасности, в качестве критерия оптимальности размещения запорной арматуры использовать минимальный экологический ущерб окружающей среде при авариях

4 Предложена адаптированная методология вероятностного анализа безопасности применительно к задачам количественной оценки надежности магистрального нефтепровода Введены качественные и количественные критерии, позволяющие обосновывать безопасность магистрального нефтепровода

5 Разработана методика определения оптимального интервала времени между диагностическими обследованиями действующих магистральных нефтепроводов

6 На основании результатов анализа статистических данных по отказам и повреждениям, применения методов и средств диагностирования разработана методология оценки технического состояния объектов магистрального нефтепровода, основанная на систематизации их качественных и количественных характеристик

7 Разработан метод расчета труб с дефектами на прочность и долговечность, основанный на учете развития дефектов во времени и деформирования труб под действием внутреннего давления Установлены зависимости предельного давления от вида, геометрии и расположения дефекта, свойств материала, геометрических характеристик трубопровода и условий нагруже-ния

На защиту выносятся:

- структура и направления развития компонентов организационно-технологической системы обеспечения эксплуатационной надежности МН,

- основные принципы обеспечения показателей надежности магистральных нефтепроводов на стадии проектирования,

- методы повышения промышленной и экологической безопасности магистральных нефтепроводов,

- комплексная система организации диагностирования и оценки технического состояния объектов МН,

- метод расчета труб с дефектами на прочность и долговечность

Практическая ценность результатов работы

1 На основе проведенных комплексных исследований предложена организационно-технологическая система обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов, базирующаяся на разработанной

под руководством и при участии автора нормативной базе, большинство документов которой согласованы с уполномоченными органами государственного надзора, вошли в отраслевой информационный фонд ОАО «АК «Транснефть» и реализованы в системе трубопроводного транспорта нефти

2. Усовершенствованная методология типового проектирования, способы организации проектирования сложных и уникальных магистральных нефтепроводов, система технических требований к комплектующим были использованы при проектировании магистральных нефтепроводов Восточная Сибирь - Тихий океан (ВСТО), Харьяга - Индига, при расширении Балтийской трубопроводной системы (БТС-2), что позволило сократить временные и ресурсные затраты на проектирование, применить трубы, изделия и технологическое оборудование, отвечающие условиям сооружения и эксплуатации нефтепроводов, обеспечить требуемый уровень эксплуатационной надежности

3 Методика расчета на прочность подземного трубопровода при пересеченном рельефе местности позволяет выбрать схему прокладки трубопровода, соответствующую нормативным требованиям по прочности и фактическим условиям эксплуатации

4 Разработанная методика оптимального размещения запорной арматуры на линейной части магистральных нефтепроводов позволяет определить координаты ее размещения исходя из условия обеспечения минимального экологического ущерба окружающей среде при аварии

5 Методика вероятностного анализа безопасности объектов трубопроводного транспорта нефти позволяет количественно оценить соответствие показателей безопасности установленным требованиям и выявить факторы, вносящие наибольший вклад в указанные показатели

6 Предложенные системы технического диагностирования и оценки технического состояния магистральных нефтепроводов позволяют установить фактическое техническое состояние объекта, определить методы ремонта и реконструкции

7 Методология формирования отраслевого информационного фонда позволяет системно обеспечивать проектные, строительные и эксплуатирующие организации и службы магистрального нефтепровода актуализированной нормативно-технической документацией, что способствует достижению высоких показателей надежности и безопасности.

Апробация работы

Основные результаты исследований, представленные в работе, докладывались на

- II Всесоюзной научно-технической конференции по трубопроводному транспорту нефти и газа (г Уфа, 1983 г),

- III Всесоюзной научно-технической конференции «Проблемы трубопроводного транспорта нефти и газа» (г Ивано-Франковск, 1985 г),

- Всесоюзной конференции «Пути развития научно-технического прогресса в нефтяной и газовой промышленности» (г Грозный, 1986 г),

- совместном заседании научно-технических советов Госстроя СССР и Миннефтегазстроя СССР «Проектирование и строительство объектов нефтяной и газовой промышленности в условиях вечномерзлых грунтов» (г Надым, 1986 г);

- Международном семинаре «Обеспечение качества строительства газотранспортных систем» (г Москва, 1997 г ),

- Международном конгрессе С1Т001С-2000 (г Москва, 2000 г ),

- семинаре «Неделя высокой нефти» (г Москва, 2001 г);

- Второй ежегодной международной конференции «Российский газ» (г Москва, 2002 г),

- Международном трубопроводном форуме (г Москва, июнь 2002 г),

- Парламентских слушаниях Государственной думы РФ (г Москва, 2006 г),

V Международном трубопроводном форуме «Трубопроводный транспорт - 2006» (г Москва, 2006 г ),

- V Российском нефтегазовом конгрессе (г Москва, 2007 г)

Публикации

По материалам диссертации опубликовано 40 работ, в том числе 11 работ в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ для опубликования основных научных результатов диссертации на соискание ученой степени доктора наук.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающе-

го 248 наименований, 7 приложений Изложена на 395 страницах машинописного текста, содержит 74 рисунка, 56 таблиц

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи исследований, показаны научная новизна и практическая ценность работы

В первой главе проведен анализ методов обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов В последние годы в связи с длительным сроком службы ряда магистральных нефтепроводов, функционированием их в напряженном эксплуатационном режиме из-за роста объемов перекачки нефти, а также сооружением в сложных инженерно-геологических условиях новых мощных МН, работающих при повышенном давлении, обострились проблемы обеспечения надежности и безопасной работы МН, защиты окружающей среды В этой связи наметились новые направления в решении проблемы обеспечения надежности МН, появилась необходимость в их анализе, обобщении и развитии

Анализ показал, что наиболее перспективным направлением решения проблемы представляется создание организационно-технологической системы обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов, охватывающей все этапы жизненного цикла объектов: предпроектную стадию, проектирование, строительство, эксплуатацию

Безотказная работа трубопроводов в значительной степени определяется уровнем заданных проектом технических решений, качеством материалов, изделий и технологического оборудования, используемых при строительстве Проведенный анализ свидетельствует о необходимости совершенствования методологии применения типового проектирования, организации проектных работ и разработки унифицированных требований к материалам, изделиям и оборудованию

Особое место отводится экологической безопасности нефтепроводов и составляющих их объектов, поскольку перекачиваемые продукты вредны для окружающей среды, химически агрессивны и огнеопасны Следовательно, важным условием, при котором нефтепровод в целом и отдельные его технологические объекты могут считаться исправными, является обеспечение эко-

логической безопасности Современные высокие требования к экологической безопасности определяют необходимость поиска новых решений

Магистральные нефтепроводы являются сложными техническими сооружениями, состоящими из множества деталей, изделий, оборудования и систем Поддержание надежности МН при эксплуатации на требуемом уровне приводит к повышению затрат С целью снижения этих затрат важными являются на стадии проектирования определение соответствия показателей надежности МН установленным требованиям и выявление факторов, вносящих наибольший вклад в количественные показатели надежности объектов МН

В решении проблемы обеспечения надежности МН особое место занимают диагностика и оценка технического состояния Увеличение сроков эксплуатации МН требует дальнейшего совершенствования выполнения указанных работ на основе использования современных методов и средств

В настоящее время основными факторами, влияющими на надежность эксплуатации магистральных трубопроводов, являются возникновение и развитие повреждений, рост числа дефектов в процессе эксплуатации Проведенный анализ показал, что многие из используемых в настоящее время нормативно-методических документов по расчету трубопроводов на прочность имеют ограниченную область применения В частности, СНиП 2 05 06-85* «Магистральные трубопроводы» регламентируют расчет трубопроводов на прочность и устойчивость при рабочих давлениях только до 10,0 МПа, не рассматривают сейсмические воздействия свыше 10 баллов, не регламентируют прокладку при наличии многолетнемерзлых грунтов, карстов, на про-садочных и слабонесущих грунтах Требуется также разработка новых методов расчета на прочность и долговечность труб с различными дефектами

Необходимость совершенствования методов и средств системного обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов требует постоянного развития методологии формирования отраслевого информационного фонда Поэтому необходимо рассмотрение вопросов разработки и создания баз данных (БД) нормативных документов (НД)

На основе проведенного всестороннего анализа разработана структура организационно-технологической системы обеспечения надежности МН, которая включает анализ надежности действующих МН, обеспечение показателей надежности на стадии проектирования, техническое диагностирование и

оценку технического состояния объектов МН, расчет на прочность и долговечность труб с учетом фактической дефектности и формирование отраслевого информационного фонда.

Вторая глава посвящена совершенствованию методов обеспечения надежности и безопасности магистральных нефтепроводов на стадии проектирования

Надежность и безопасность магастральных нефтепроводов, в первую очередь, зависят от качества проектирования Качество проектирования, в свою очередь, зависит от многих факторов В диссертационной работе изложены наиболее важные из них требования к типовому проектированию, метод организации проектных работ при создании магистральных нефтепроводов нового поколения, включая экспертизу проектно-сметной документации (ПСД), унифицированные требования к материальным ресурсам как элементам магистрального нефтепровода, меры по обеспечению прочности трубопроводов и экологической безопасности МН

Применение типового проектирования в строительстве вообще и при строительстве магистральных трубопроводов в частности является хорошо известным и апробированным способом организации проектных работ Как правило, целью применения типового проектирования являлись сокращение трудозатрат на выполнение проектных работ и обеспечение унификации проектов за счет применения ранее хорошо отработанных на практике конструктивных и технологических решений

Однако необходимость в освоении новых нефтяных месторождений, расположенных в сложных природно-климатических условиях на большом удалении от мест переработки и перевалки нефти, потребовала создания нефтепроводов нового поколения, характеризующихся значительной протяженностью и высокими рабочими давлениями

Создание нефтепроводов нового поколения потребовало разработки новых уникальных технических решений

применение для линейной части нефтепроводов труб классов прочности К60-К70 с толщиной стенок до 29 мм,

применение труб с повышенной трещиностойкостью для линейной части нефтепроводов и обвязок насосно-перекачивающих станций (НПС), расположенных в зонах с сейсмической активностью более 8 баллов;

применение регулируемого привода магистральных насосных агрегатов,

исключение резервуарных парков на промежуточных насосно-перекачивающих станциях за счет работы нефтепроводов по схеме «из насоса в насос»;

автоматизированное управление нефтепроводом как единым технологическим объектом,

применение предупреждающих, защитных и локализующих технических решений, снижающих потенциальные воздействия нефтепровода на окружающую среду,

применение специальных схем прокладки нефтепроводов на участках со сложными инженерно-геологическими условиями

В связи с высокой стоимостью объектов нового класса инвесторами с целью сокращения сроков окупаемости финансовых вложений предъявляются очень жесткие требования к срокам проектирования и строительства нефтепроводов Вместе с тем применение ранее отработанных типовых проектных решений в связи с уникальностью объектов нового класса не представляется возможным

Сокращение сроков проектирования нефтепроводов нового класса возможно за счет рациональной организации технологического процесса выполнения проектных работ большим количеством субподрядных проектных организаций, работающих по единым техническим решениям и правилам, формируемым генеральной проектной организацией Обеспечение генеральной проектной организацией единства технической политики при сжатых сроках выполнения проектных работ стало возможным за счет внедрения новых подходов к организации проектирования магистральных нефтепроводов, основанных на методологии типового проектирования уникальных объектов нового класса

Разработанная организационная схема проектирования магистральных нефтепроводов нового класса включает ряд последовательно реализуемых стадий.

1 Разработка типового проектного решения

2 Разработка типового технического решения

3 Разработка типового проекта

4 Привязка типового проекта к конкретному участку нефтепровода

5 Экспертиза раздела проекта на соответствие типовому проекту С методологической точки зрения типовое проектное решение представляет собой техническое задание на разработку типового проекта. Типовое техническое решение определяет нормативно-техническую базу и задает технический уровень типового проекта

Типовой проект, выполненный в соответствии с типовым проектным решением и на основе типовых технических решений, является стандартом предприятия генподрядной проектной организации, обязательным для применения (привязки) всеми субподрядными проектными организациями при разработке ими проектно-сметной документации конкретного магистрального нефтепровода нового класса

Экспертиза разработанной проектной организацией проектно-сметной документации на соответствие типовому проекту является важнейшим этапом процесса выпуска и передачи ПСД «в производство работ». Экспертизу ПСД проводит генеральная проектная организация после завершения разработки разделов ПСД субподрядными проектными организациями. Экспертиза проводится в два этапа

Первый этап - методологическая экспертиза Второй этап - техническая экспертиза Методологическая экспертиза проводится в целях

обеспечения унификации составов проектной документации, обеспечения единого методологического подхода к оформлению спецификаций оборудования и материалов, рабочих чертежей, пояснительных записок,

обеспечения единого методологического подхода к расчету стоимости строительно-монтажных работ и порядку разработки локальных, объектных смет, формирования сводного сметно-финансового расчета,

учета, систематизации, анализа замечаний к ПСД, разработки корректирующих и предупреждающих действий,

обеспечения соответствия содержания и оформления проектной документации требованиям федеральных нормативных документов, дополнительным требованиям и регламентам Заказчика

Техническая экспертиза проводится в целях обеспечения соответствия проектной документации

типовому проекту, утвержденному Заказчиком,

общим и специальным техническим требованиям, принятым Заказчиком,

обоснованиям отступлений проектных решений от типовых проектов и технических требований Заказчика.

В ходе проведения технической экспертизы выделяются несколько групп показателей, по которым оценивается соответствие или обоснование отступлений от типовых решений

- конструктивные параметры,

- показатели, характеризующие физико-механические свойства,

- показатели, характеризующие качество изготовления комплектующих изделий,

- эксплуатационные параметры

На основе анализа и обобщения многолетнего опыта проектирования, сооружения и эксплуатации магистральных нефтепроводов, изучения причин аварий и повреждений была составлена структура технических требований Были установлены количественные значения параметров технических требований, влияющих на показатели надежности, для материальных ресурсов, включая трубы, насосы, соединительные детали, трубопроводную арматуру, антикоррозионные покрытия и т п

Так, для труб, предназначенных для линейной части магистральных нефтепроводов, в целях типизации технических требований, определяющих показатели безотказности и долговечности, выделены три группы качества трубы обычного исполнения; трубы в хладостойком исполнении, трубы повышенной эксплуатационной надежности.

В качестве основных показателей, влияющих на безотказность и долговечность труб для магистральных нефтепроводов в условиях их циклического нагружения, по итогам проведенных испытаний определены эквивалент углерода Сэ, параметр стойкости против растрескивания Рст, металлургическое качество металла труб, оцениваемое по показателям загрязненности неметаллическими включениями, структурной зернистости и полосчатости структуры металла

В результате проведенных металлографических исследований, стендовых и натурных испытаний труб производства российских и зарубежных

трубных заводов предложены количественные значения указанных показателей.

Таблица 1 - Количественные значения основных показателей,

характеризующих различные уровни качества труб

Требования, соответствующие трем уровням качества труб

Параметры обычного хладостойкого повышенной

исполнения исполнения эксплуатационной

надежности

Химический

состав, %, не бо-

лее

С* 0,180 0,200 0,140 0,070

81 0,600 0,600 0,350

Мп 1,700 1,850 1,600

Б * 0,015 .0,020 0,010 0,005

Р 0,020 0,015 0,007

ИЬ 0,080 0,080 0,080

V 0,080 0,080 0,080

N 0,012 0,010 0,007

Т1 0,040 0,040 0,040

Сэ (не более) 0,43 0,43 0,38

РСЯ1 (не более) 0,24 0,24 0,20

Неметаллические (по среднему

включения, в баллу)

баллах, не более

сульфиды 3,0 2,5 1,0

оксиды 3,0 2,5 2,0

силикаты 3,0 2,5 2,0

Показатели

структуры:

строчечность 4 5 баллов 4. .5 баллов 4 . 5 баллов

полосчатость 3 баллов 3 баллов 2 баллов

величина зерна 7 баллов 8 баллов 9 баллов

* Примечание - Меньшие значения соответствуют низколегированной стали, большие зна-

чения - углеродистой

Поскольку высокопрочные трубы классов прочности К60, К70 для нефтепроводов нового поколения имеют мелкозернистую ферритно-бейнитаую структуру с ферритной матрицей, преимущественно из смеси полигонального и игольчатого феррита 10-13 номера, оценка структурной полосчатости по

ГОСТ 5640-68 оказалась невозможной. ГОСТ 5640-68 позволяет проводить оценку полосчатости структуры металла из сталей ферритно-перлитного класса с величиной зерна феррита не выше 8-9 номера. В связи с этим были разработаны и применены методика оценки структурной полосчатости низколегированных трубных сталей с помощью эталонных шкал и методика количественной оценки с помощью автоматического анализа изображений.

На рисунке 1 показаны примеры микроструктур основного металла труб обычного исполнения классов прочности К48-К52 и труб повышенной эксплуатационной надежности классов прочности К60-К70, изготовленных по разработанным техническим требованиям.

х 100

Щ X 100

шшшшшш

а) трубы обычного исполнения б) трубы повышенной

эксплуатационной надежности Рисунок 1 - Примеры микроструктур

Для труб повышенной эксплуатационной надежности одним из важных показателей, помимо абсолютных значений показателей структурной зернистости, является разброс этих значений. На рисунке 2 приведены гистограммы разброса значений размера зерна для труб обычного исполнения и труб повышенной эксплуатационной надежности.

6 7 8 Э 10 11 12 13 Номер зерна, ГОСТ 563Э

9 10 11 12 13

Номер зерна, ГОСТ 5639

а) трубы обычного исполнения б) трубы повышенной эксплуатационной

(среднеквадратическое отклонение а = 1,31) надежности (ст = 0,77) Рисунок 2 - Гистограммы разброса значений размера зерна

При проектировании нефтепроводов нового поколения, предназначенных для эксплуатации в сложных природных условиях (например при пересеченном рельефе местности), закладывается большое количество криволинейных участков, расположенных в различных плоскостях.

В связи с высокой изгибной жесткостью труб, обусловленной большими диаметрами и значительными толщинами стенок, возможность использования холодного гнутья труб непосредственно на трассе при изготовлении гнутых отводов ограничена Поэтому больший удельный вес приходится на отводы горячего гнутья заводского изготовления

Особенностью напряженно-деформированного состояния криволинейных участков эксплуатируемых нефтепроводов являются их продольные и поперечные перемещения под действием положительного температурного перепада и внутреннего давления. Наибольшие перемещения трубопровода происходят на выпуклых участках рельефа Увеличение температурного перепада и внутреннего давления приводит к росту перемещений трубопровода СНиП 2 05 06-85* при проверке прочности подземных трубопроводов требует определения максимальных суммарных продольных напряжений от всех нагрузок и воздействий с учетом поперечных и продольных перемещений трубопровода Однако до последнего времени нормативные документы, основанные на методиках определения продольных напряжений на криволинейных участках подземного трубопровода в соответствии с требованиями СНиП 2 05 06-85* и включающие рекомендации по выбору конструктивных решений на стадии проектирования, отсутствовали

На основе результатов проведенного исследования разработана методика расчета продольных напряжений с учетом поперечных и продольных перемещений трубопровода, возникающих под действием температурного перепада и внутреннего давления Разработанная методика нашла отражение в руководящем документе «Типовые решения по выбору конструкций криволинейных участков подземных нефтепроводов»

В документе приведены вертикальные углы поворота трубопроводов на выпуклых криволинейных участках, конструктивно выполняемых отводами горячего гнутья и холодногнутыми отводами с прямой вставкой между ними и упругим изгибом трубопровода. Даны оптимальные длины прямых вставок между гнутыми отводами, при которых обеспечиваются минимальные продольные напряжения для заданных нагрузок и воздействий

В соответствии с разработанной методикой максимальные суммарные продольные напряжения с"пр, продольное усилие N и изгибающий момент М

определяются по формулам

- при конструктивном выполнении углов поворота отводами заводского изготовления

—±—, (1)

N = 1 Е/

ад

(2)

м = со . (3)

- при конструктивном выполнении углов поворота упругим изгибом

(4)

» Нл.

м ЕР„ IV 2р

М = а ^Е/д, (6)

где V - коэффициент Пуассона материала труб; а"кг1 - кольцевое напряжение в стенке трубы,

- момент сопротивления поперечного сечения трубопровода, F - площадь поперечного сечения трубы; Е - модуль упругости металла трубы, Д, - наружный диаметр трубы, р, - радиус упругого изгиба оси трубопровода, 3- момент инерции сечения трубопровода, 2ф - угол поворота трубопровода,

д - сопротивление вертикальным поперечным перемещениям трубопровода,

Ао - амплитуда начального упругого изгиба трубопровода при его укладке по рельефу дна траншеи (Ао совместно с длиной волны начального упругого изгиба ^о и радиусом ру составляют параметры укладки трубопровода при его сооружении),

а - безразмерный параметр сжимающего усилия, определяемый в зависимости от температурного перепада, внутреннего давления, продольных и поперечных перемещений трубопровода, конструкций угла поворота,

со - безразмерный параметр изгибающего момента, определяемый в зависимости от тех же величин, что и параметр а

Для вычисления параметров со и а получены расчетные формулы, которые приведены в указанном выше руководящем документе

Проверка прочности трубопровода проводится в соответствии с СНиП 2 05 06-85*

На рисунках 3-6 представлены результаты расчета трубопровода наружным диаметром 1220 мм и толщиной стенки 20 мм.

Как видно из рисунка 3, увеличение угла поворота трубопровода и температурного перепада приводит к существенному росту суммарных продольных напряжений Сравнение результатов расчета по рисункам 3 и 4 показывает, что разбивка одного угла на два с использованием между гнутыми отводами прямой вставки позволяет существенно снизить напряжения в трубопроводе

Расчеты показали, что для каждого конкретного случая имеется оптимальная длина прямой вставки, при которой суммарные продольные напряжения минимальны Полученные аналитические зависимости позволяют путем расчета найти оптимальную длину вставки

На рисунке 5 приведены графики зависимости оптимальной длины вставки от значений угла поворота и температурного перепада

На рисунке 6 даны графики зависимости продольных напряжений в трубопроводе на упругоизогнутых участках от температурного перепада и амплитуды А0 начального упругого изгиба при укладке по рельефу местности Увеличение температурного перепада и амплитуды начального упругого изгиба приводит к росту продольных напряжений Анализ показал, что наиболее существенное влияние на возникающие при эксплуатации дополнительные продольные напряжения оказывает радиус упругого изгиба трубопровода по рельефу местности Как видно из приведенных данных, выполнение требований СНиП 2 05 06-85* в части допустимого минимального радиуса упругого изгиба оси трубопровода в ряде случаев не обеспечивает условия прочности В этих случаях следует выполнить проверочный расчет по пред-

латаемой методике и из условия прочности определить допустимый минимальный радиус упругого изгиба трубопровода

175

Рисунок 3 - Графики зависимости 125 а"„р от 2ф при различных значениях и радиусов изгиба отвода

1 / 3 /

Д( = 30

20°С

6 2ф, град

1,2- крутоизогнутый отвод, 3,4- холодногнутый отвод

а" , МПа

180

лг = 25 °(

1 /

2<р, град

Рисунок 4 - Графики зависимости о"„р

от 2ф при различных конструктивных выполнениях угла поворота трубопровода

1 - холодногнутый отвод,

2 - два холодногнутых отвода

с прямой вставкой оптимальной длины между ними

Одним из технических решений, позволяющих снизить объем разлившейся нефти и ущерб окружающей среде, является размещение на линейной части магистральных трубопроводов запорной арматуры, ограничивающей

самотечно опорожняемый участок при повреждении трубопровода Эффективность использования запорной арматуры для снижения объема выхода нефти из трубопровода зависит от координат ее размещения по трассе

2К

Рисунок 5 - Графики зависимости оптимальной длины прямой вставки 2Ьопт от значений угла поворота 2ф при различных температурных перепадах Д1

Д1 = 4( / 30 °с

20 °С

в в 2ч>. град

ст;,МПа

Предельное проект 1ое / /

напряже из ио 5Э-; кие 220 М] 1а У /

А0= 150 с л // У 50

—А*

10 20 30 40

Рисунок 6 — Графики зависимости а"„р от при р = 100(Ю„ и различных значениях А0 (категория Ш, класс прочности стали К60)

СНиП 2 05 06-85* регламентирует установку запорной арматуры на магистральных нефтепроводах без учета продольного и поперечного профилей местности, по которой прокладывается нефтепровод Известная методика ГУЛ «ИПТЭР» по оптимальному размещению арматуры на магистральных нефтепродуктопроводах направлена на уменьшение среднего самотечного стока продукта при авариях Вместе с тем при равных объемах выхода нефти

в окружающую среду ущерб от аварии будет различным в зависимости от «уязвимости» участков к загрязнению

В диссертации предложена методика оптимального размещения запорной арматуры на линейной части магистральных нефтепроводов, где за критерий оптимальности принят минимальный экологический ущерб окружающей среде

Проведенные расчеты показали, что при оптимальном размещении запорной арматуры на линейной части магистрального нефтепровода по критерию экологического ущерба возможный экологический ущерб примерно на 37 % меньше по сравнению с расчетами по критерию минимального объема стока

Третья глава посвящена разработке методики вероятностного анализа без опасности проектных решений

В законе «О техническом регулировании», введенном в действие в июле 2003 г использовано понятие риска В соответствии со ст. 2 этого закона риск - вероятность причинения вреда жизни или здоровью граждан, имуществу физических или юридических лиц, государственному или муниципальному имуществу, окружающей среде, жизни или здоровью животных и растений с учетом тяжести этого вреда

Понятие риска переводит безопасность в разряд измеряемых категорий. Общегосударственные нормативные документы практически всех промыш-ленно развитых стран, в том числе и России, предписывают необходимость проведения анализа риска, но не определяют методы анализа, оставляя за эксплуатирующими организациями право создания собственных нормативов, которые должны учитывать требования общегосударственных стандартов

Решение проблемы повышения безопасности МН предлагается осуществить посредством

формулировки количественных критериев (уровней) показателей безопасности,

анализа, оценки и подтверждения соответствия характеристик МН установленным (нормативным) значениям уровней показателей безопасности с использованием вероятностных методов, учитывающих свойства объектов МН, влияние человеческого фактора, а также тенденций изменения безопасности на протяжении жизненного цикла МН

В России количественный метод оценки риска с привлечением вероятностных подходов в наиболее развитом виде нашел применение в атомной энергетике и известен как ВАБ - вероятностный анализ безопасности Метод рассматривает все возможные случаи аварии при какой-либо деятельности и оценивает вероятность (частоту) каждого такого события и связанные с ним последствия

ВАБ является системным подходом к выполнению расчетного анализа событий, непосредственно связанных с безопасностью потенциально опасных объектов при их проектировании, сооружении и эксплуатации (те на всех этапах их жизненного цикла с учетом действий персонала) ВАБ апробирован на объектах атомной энергетики, и его использование представляется перспективным при оценке безопасности МН

Суть методологии ВАБ применительно к МН на стадии проектирования формулируется следующим образом

выявление исходных событий и коренных причин аварий на объектах МН (на основе анализа статистики аварий и тяжести их последствий),

моделирование сценариев развитая аварий с учетом работы систем предотвращения аварий (систем безопасности), предусмотренных проектом, и действий персонала,

определение «узких мест» и внесение предложений в части организационно-технических мероприятий, препятствующих неблагоприятному развитию аварийных ситуаций

Концепция применения методологии ВАБ, определяющая общую стратегию обеспечения безопасности в отрасли магистрального нефтепроводного транспорта, основные принципы и решаемые в ее рамках задачи, включают признание невозможности полного устранения риска, рассмотрение МН как сложной технической системы, обладающей многоуровневой защитой от аварий,

проведение классификации по безопасности участков и объектов

МН,

предъявление дифференцированных требований к показателям в зависимости от класса безопасности,

анализ гипотетических сценариев развития аварии (аварийных последовательностей),

расчет вероятностей их реализации и оценка риска

Стратегической целью ВАБ является обеспечение социально приемлемого уровня риска от коммерческого использования МН за счет комплексной системы организационно-технических мероприятий в условиях ограничения технических и финансовых ресурсов

Результатом ВАБ МН на стадии проектирования являются предложения и рекомендации, реализуемые на последующих стадиях жизненного цикла МН, которые включают

внесение изменений в конструкцию и алгоритмы функционирования объекта, направленных на снижение вероятности выявленных отказов до приемлемого уровня или на повышение устойчивости функционирования объекта в случае их возникновения, или на введение защиты от наиболее тяжелых последствий отказов,

замену применяемых материалов и комплектующих изделий, введение дополнительных средств контроля, диагностирования и индикации отказов, регламентов проверки технического состояния и технического обслуживания объектов в эксплуатации,

введение в технологию строительства объекта специальных мер по предупреждению, выявлению и устранению дефектов «критичных» элементов (повышение стабильности техпроцессов, введение дополнительных контрольных процедур, ужесточение программ отбраковки скрытых дефектов и т д),

внесение в инструкции по эксплуатации соответствующих правил поведения обслуживающего персонала при возникновении критических или катастрофических отказов, направленных на минимизацию их последствий

Для достижения сформулированной цели ВАБ нефтепроводы предлагается классифицировать по следующим классам безопасности

Низкий класс безопасности, где отказ подразумевает возникновение несущественного риска нанесения ущерба жизни и здоровью людей и незначительные экологические или экономические последствия

Нормальный класс безопасности, где в случае отказа риск нанесения ущерба жизни и здоровью людей невысок, но возможен значительный ущерб природной среде или заметные экономические или политические последствия

Высокий класс безопасности, где отказ связан с риском причинения ущерба жизни и здоровью людей, значительным ущербом природной

среде или очень значительными экономическими или политическими последствиями

Очень высокий класс безопасности, где отказ связан с высоким риском причинения ущерба жизни и здоровью людей, значительным ущербом природной среде или очень значительными экономическими или политическими последствиями

Класс по безопасности присваивается как трубопроводу в целом, так и отдельным его участкам

В зависимости от назначенного класса безопасности нефтепровода определяется допустимое (нормируемое) значение вероятности отказов

Ри=кк-рГГ, (7)

где к - показатель, зависящий от класса безопасности (10"3 10"6),

и - показатель, характеризующий опасность перекачиваемого продукта,

X - коэффициент интенсивности отказов, уточняемый по статистическим данным и характеризующий технический уровень оцениваемого нефтепровода,

р - численное значение фактического рабочего давления в нефтепроводе (на участке) в атм ;

£> - численное значение номинального диаметра трубопровода (участка) в метрах

Для формирования допустимого количественного значения риска введены понятия проектной и запроектной аварий

Проектная авария - авария, для которой проектом определены исходные и конечные состояния, а также предусмотрены системы безопасности, обеспечивающие ограничение последствий аварии установленными пределами

Запроектная авария - авария, вызываемая не учитываемыми для проектных аварий исходными состояниями и сопровождающаяся дополнительными по сравнению с проектными авариями отказами систем безопасности и ошибочными действиями персонала, приводящими к тяжелым последствиям В результате обобщения отечественного и зарубежного опыта эксплуатации нефтепроводных систем предложены следующие значения допустимых (нормируемых) количественных показателей:

проектные аварии - аварии, которые могут произойти с частотой до уровня 10"4 1/(км х год),

запроектные аварии - аварии, которые могут произойти с частотой от 10"4 до 10"8 1/(км х год),

аварии с вероятностью менее 10"8 1/(км х год) относятся к области практически невероятных событий

В результате проведенных расчетов предложена система предупреждающих, защитных и локализующих технических решений и организационно-технических мероприятий, позволяющих повысить безопасность и снизить риск возникновения аварий на магистральных нефтепроводах

Предложенный подход к оценке безопасности был применен при проектировании нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан» (ВСТО) на участке его прохождения вдоль озера Байкал.

ч о

>5 X

о. л о п п

I-

о н о п X

а - без применения дополнительных технических решений, б - с применением дополнительных технических решений

--- - - - —■ " —

890 940 990 1040 1090 1140 1190 Трасса, км

Рисунок 7 - Распределение частоты аварий по трассе нефтепровода

На рисунке 7 показаны результаты расчета частоты аварий, выполненного по методологии вероятностного 'анализа безопасности для участка нефтепровода, проложенного по территории с повышенной сейсмической активностью, с применением и без применения дополнительных технических решений В данном примере в качестве дополнительных технических решений применены трубы повышенной эксплуатационной надежности, повышена ка-

тегорийность участков при проектировании, реализован мониторинг технического состояния стенок труб

Из приведенных данных видно, что применение дополнительных технических решений позволяет достигнуть таких значений вероятностей возможных аварий, которые позволяют отнести их к категории запроектных

В четвертой главе на основе анализа современных методов и средств технической диагностики МН изложены основные подходы по усовершенствованию диагностики и оценки технического состояния. В зависимости от этапа жизненного цикла нефтепроводов различают техническое диагностирование МН, законченных строительством, нефтепроводов, находящихся в эксплуатации, нефтепроводов, находящихся в состоянии консервации или режиме содержания в безопасном состоянии В зависимости от указанной классификации предложены различные виды технического диагностирования нефтепроводов

На магистральных нефтепроводах, законченных строительством, применяются внутритрубная диагностика (ВТД) (профилеметрия и дефектоскопия) и электрометрическая диагностика (контроль изоляции методом катодной поляризации) линейной части и переходов через естественные и искусственные преграды, включая подводные переходы (послестроительная диагностика)

На магистральных нефтепроводах, находящихся в эксплуатации, применяются внутритрубная диагностика (профилеметрия и дефектоскопия) линейной части и переходов через естественные и искусственные преграды; наружная диагностика методами неразрушающего контроля камер пуска и приема средств очистки и диагностики (КПП СОД), соединительных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций, емкостей сбора нефти с КПП СОД, акустико-эмиссионный контроль участков и элементов линейной части и подводных переходов, на которых в силу их конструктивных особенностей внутритрубная диагностика неосуществима, измерение глубины залегания нефтепровода и определение планового положения его конструктивных элементов, электрометрическая диагностика линейной части.

На магистральных нефтепроводах, находящихся в состоянии консервации или режиме содержания в безопасном состоянии, используются электрометрическая диагностика, измерение глубины залегания нефтепровода и

измерение отклонений осей КПП СОД от проектных значений, планового положения и просадки емкостей сбора нефти с КПП СОД

Планирование интервалов между диагностическими обследованиями существенно влияет на показатели безопасности эксплуатируемого нефтепровода

В этой связи для линейной части нефтепроводов предложена методика интегральной оценки работоспособности участка в целом, учитывающая его текущее и прогнозное техническое состояние В основу методики положена оценка рисков, учитывающая параметры трубопровода (геометрические параметры трубопровода, труб и сварных соединений, свойства материалов, дефектность, наличие остаточных напряжений и деформаций), условия эксплуатации (режимы нагружения и воздействия внешней среды), уязвимость участков, по которым проложен трубопровод, параметры транспортируемого продукта, механизмы и скорости развития дефектов, погрешности диагностических обследований

В соответствии с предложенной методикой прогнозная кинетика изменения параметров трубопровода и условий эксплуатации участка трубопровода отражается функциями интенсивности социальных Адл(0> экологических Лдо(0 и технико-экономических АД7{/) рисков

Наименьший срок, при котором расчетная интенсивность риска становится равной допустимой величине социальных, экологических или технико-экономических рисков (Ля = [Ля]), определяет срок безопасной эксплуатации участка, в течение которого должны быть проведены диагностические или компенсирующие мероприятия на участке трубопровода

Предельно допустимые уровни социальных и экологических рисков регламентируются общими и специальными техническими регламентами. Предельно допустимые уровни социальных и экологических рисков являются ограничениями, а приемлемый, с точки зрения эксплуатирующей организации, уровень технико-экономических рисков рассчитывается по методологии вероятностного анализа безопасности с учетом затрат на техническое обслуживание и определяет целевую функцию, которую необходимо минимизировать Таким образом, допустимые величины рисков являются факторами технико-экономическими (по аналогии с допускаемыми напряжениями при всех видах расчетов на прочность и несущую способность)

Технико-экономический риск Яг (как функция времени /) зависит от выбранной программы ремонтно-восстановительных работ, определяемой набором затрат Зр на ремонтные работы

В технико-экономических рисках находит свое отражение экономический ущерб, имеющий следующую структуру

- полные финансовые потери эксплуатирующей организации (вышедшее из строя оборудование и потери перекачиваемого продукта),

- расходы на мероприятия по ликвидации последствий аварии,

- социально-экономические затраты, связанные с травмированием и гибелью людей (компенсационные выплаты),

- экологический ущерб (сумма ущербов от различных видов вредного воздействия на объекты окружающей природной среды),

- косвенный ущерб (убытки простоя производства, неустойки, штрафы и пени),

- потери государства от выбытия трудовых ресурсов (исходя из национального / регионального дохода по отрасли с учетом средней заработной платы на предприятии)

По результатам проведения диагностических обследований проводится корректировка расчетных параметров трубопровода и уровней интенсивно-стей риска Як(1), что влечет за собой уточнение программ диагностики и ремонта трубопровода

Программы диагностики и ремонта определяются сроками, методами и объемами (Зд и Зр) диагностических и ремонтных работ Частое проведение диагностики, равно как и увеличение объемов ремонтных работ вплоть до устранения всех выявленных дефектов, уменьшает ожидаемый риск, но приводит к увеличению эксплуатационных затрат, а продление междиагностических периодов связано с ростом рисков

Предложенная методика позволяет экономически обосновать программу диагностики и ремонта, оптимизирующую суммарные затраты за период времени t Задача состоит в поиске минимума функции удельных затрат .. 3(0

£(0 = —— при соблюдении ограничений по уровням социальной и экологической безопасности (Лт< [Аду], Л/го< [Ад0])

Реализация данной методики позволяет определить время, соответствующее минимуму функции g(t), которое задает оптимальный срок следующей диагностики (рисунок 8)

В результате проведенного исследования установлено, что оптимальные сроки, объемы и методы диагностики и ремонта существенным образом зависят от параметров трубопровода, условий эксплуатации, уязвимости участков, по которым проложен трубопровод, характеристик транспортируемого продукта, механизмов и скорости развития дефектов, погрешностей диагностических обследований

Междиагностический период, лет

Удельные затраты на диагностику ■ ■1 Удельные затраты на диагностику и ремонт (устранение выявленных дефектов) ™™ Удельный технико-экономический риск

»■ ■ Удельный технико-экономический риск (при устранении выявленных дефектов) — Суммарные удельные затраты

• ■ ■ Суммарные удельные затраты (при устранении выявленных дефектов)

Рисунок 8 - Определение оптимального срока диагностики магистрального нефтепровода В этой связи, в отличие от существующих подходов к назначению сроков с фиксированной периодичностью, оптимальные программы диагностики и ремонта должны быть индивидуальны для нефтепровода в целом и каждого

его участка в отдельности Предложенная методика позволяет осуществить формирование оптимальной программы диагностики и ремонта с учетом ожидаемых социальных, экологических и технико-экономических рисков и затрат на ремонтные работы, проводимые в междиагностаческий период

Пятая глава посвящена исследованию и разработке методов расчета трубопроводов на прочность и долговечность с учетом фактического уровня дефектности

В основу методик расчета на прочность и долговечность труб с учетом фактического уровня дефектности положены результаты экспериментальных исследований прочности и долговечности натурных образцов труб с естественными и искусственными дефектами типа «риска», «трещина», «потеря металла» В качестве исходных данных для расчета используются механические характеристики металла труб и сварных соединений эксплуатируемых магистральных нефтепроводов, определенные по результатам испытаний стандартных и специальных образцов на статическое растяжение, малоцикловую усталость, ударный изгиб, статическую и циклическую трещиностой-кость, а также результаты исследований структурного состояния основного металла и металла сварных соединений

Теоретическую базу и методологию оценки работоспособности трубопроводов с дефектами составляют

единый метод расчета конструкций с дефектами на прочность и долговечность, использующий энергетические критерии прочности и устойчивости, а также деформационные критерии механики разрушения;

упругопластические решения по определению напряженно-деформированного состояния поврежденной трубы при различных нагрузках,

положения нормативно-технических и методических документов, определяющих порядок расчетов прочности и долговечности, выбор показателей надежности конструкций с дефектами, выявленными в результате диагностических обследований,

система коэффициентов запаса, учитывающая последствия отказа, а также разброс значений по свойствам металла, по погрешности определения размеров дефектов при диагностических обследованиях, по значениям прогнозируемых скоростей роста дефектов

Разработанные методы предназначены для расчетов на прочность и долговечность труб, классификации дефектов по степени опасности, определения предельных рабочих давлений и предельных сроков устранения дефектов по результатам диагностики магистральных и технологических нефтепроводов при оценке их работоспособности

Анализ основных положений и области применения существующих нормативно-методических документов позволил сформулировать основные требования к разрабатываемым методикам расчета труб и сварных соединений с дефектами на прочность и долговечность В качестве исходных данных для расчета используются реальные значения внешних нагрузок, фактические свойства металла труб и сварных соединений, результаты комплексной диагностики по выявлению формы, размеров и расположению дефектов

В работе предложен общий методологический подход к расчету Разработанный метод расчета на прочность и долговечность труб и сварных соединений с дефектами позволяет определять предельное (разрушающее) давление (расчет на прочность) в зависимости от срока эксплуатации с учетом деградации свойств металла, накопления повреждений, кинетики развития дефектов (расчет на долговечность) В качестве предельных состояний принимаются условия достижения предельной прочности и предельной пластичности

Условие предельной прочности формулируется как

£,соз = (8)

Еш £0 и

где е, - интенсивность деформаций, е0 - объемная деформация, еш и £0ц - соответственно предельная интенсивность деформаций и предельная объемная деформация, срЕ - угол подобия девиатора деформаций

Условие предельной пластичности формулируется как

7-+Т~=1' (9)

Е1Г V

где е,у и £0у - соответственно разрушающая интенсивность деформаций и разрушающая объемная деформация

Долговечность при циклическом нагружении определяется с учетом кинетических уравнений, описывающих изменение разрушающих деформаций Syr и е0у в зависимости от числа циклов N

Число циклов нагружения участка за год принимается равным величине наибольшей (за три последних года) приведенной годовой цикличности нагружения, определенной по числу включений и технологических переключений насосных агрегатов

По степени локализации указанные предельные состояния разделяют на общие и местные (локальные) Общие предельные состояния достигаются при действии на трубу экстремальных нагрузок, не предусмотренных проектом, и охватывают большие объемы металла Примером достижения общего предельного состояния может служить образование гофра, когда достигается предельная несущая способность трубы при изгибе При этом металл стенки трубы может сохранять сплошность Местные (локальные) предельные состояния возникают в стенке (нетто-сечении) трубы с дефектом, который приводит к перераспределению силовых потоков в стенке, увеличению местных напряжений и деформаций (возникновению концентрации напряжений)

Долговечность трубы с растущим дефектом, например типа «потеря металла», определяется наступлением локального предельного состояния по критерию предельной прочности Достижение предельной прочности в случае «острого» трещиноподобного дефекта сопровождается большой пластической деформацией в области вершины трещины Дальнейшее повышение нагрузки приводит к исчерпанию запаса пластичности металла в области вершины трещины и к началу ее распространения

При переменных нагрузках накопление поврежденности в области вершины трещиноподобного дефекта приводит к росту трещины по механизму усталости Скорость роста усталостной трещины vycm (мм за цикл) определяется чувствительностью материала к воздействию переменных нагрузок и их интенсивностью

( У""

vycm=y0— , (Ю)

где zlN определяется из условия

(П)

eiN 80c

l 2

(12)

Здесь soc и z[c — разрушающая объемная деформация и разрушающая интенсивность деформации соответственно Приращения As, и Aso - суть размах соответствующих значений 6, и Ео при усталостном нагружении. Значение nN определяется по результатам стандартных испытаний на усталость, а значение р (мм) — по результатам специальных испытаний на статическую трещиностойкость

Исходными данными для расчета на прочность участка нефтепровода с дефектами являются геометрия и размеры рассматриваемого участка, тип, размеры и расположение дефектов, условия возникновения и развития дефектов и их сочетаний, свойства металла труб и сварных соединений с учетом изменения в процессе изготовления, строительства и эксплуатации нефтепровода, внешние нагрузки и воздействия, собственные (остаточные) напряжения и деформации, возникающие при изготовлении труб, строительстве и эксплуатации нефтепровода

В расчетных формулах размер дефекта, определенный по результатам диагностического обследования, увеличивают на величину поправки, устанавливаемой в зависимости от вида диагностического обследования и паспортных данных диагностического оборудования. При расчете также используется коэффициент запаса по предельной прочности трубы кф, учитывающий рассеяние механических свойств металла и зависящий от марки стали и категории участка нефтепровода, по СНиП 2 05 06-85* Для обоснования коэффициента запаса по предельной прочности трубы использованы экспериментальные данные, полученные по результатам стендовых испытаний, а также по результатам испытаний стандартных и специальных образцов, требования нормативных документов к обеспечению надежности магистральных трубопроводов В общей сложности проведен анализ результатов испытаний более 900 стандартных и специальных образцов

Возможное превышение рабочего давления относительно проектного давления рпроект (в зависимости от коэффициента надежности п) учитывается поправкой Ар В расчете также учитываются коэффициенты запаса по скоро-

ста роста коррозионного дефекта типа «потеря металла» кУтрр и скорости роста усталостной трещины кууа, которые зависят от марки стали и категории участка трубопровода Кроме того, геометрические параметры трубы и выявленного дефекта корректируют в зависимости от степени деформирования конструкции под действием внешних нагрузок Связь между интенсив-ностями напряжений а! и деформаций 8, принята в виде степенной диаграммы деформирования Концентрация напряжений в области дефекта оценивается соответствующими коэффициентами концентрации напряжений аа и деформаций а£

При расчете на прочность и долговечность труб и сварных соединений с дефектами используются различные расчетные схемы труба с дефектом геометрии стенки, с объемным и плоским дефектами, с внутренней и поверхностной трещинами При расчете напряженно-деформированного состояния труб и сварных соединений с дефектами использован метод конечных элементов (МКЭ) При выполнении расчетов учитывалось упругопластическое деформирование металла в области дефекта В результате расчетов определялось напряженно-деформированное состояние стенки трубопровода вне зоны дефекта, в ослабленном дефектом нетто-сечении стенки трубы и в зоне концентрации напряжений от дефекта

Для расчета на прочность и долговечность труб и сварных соединений с дефектами разработана компьютерная программа решения системы нелинейных уравнений, связывающих компоненты напряжений и деформаций, полученные при расчете по методу МКЭ, с условиями достижения предельной прочности и (или) пластичности Результатом решения системы нелинейных уравнений при выполнении равенства хотя бы в одном из двух условий (8) или (9) является величина разрушающего давления р/ трубы с дефектом при заданных размерах дефекта Ь, м>, Я или глубина Н/ дефекта, приводящего к разрушению трубы при заданных размерах и» и давлении р

По результатам расчетов на прочность и долговечность устанавливают предельное давление для трубы с дефектом при стационарных режимах перекачки, предельный срок эксплуатации трубы с дефектом при проектном давлении, сроки устранения дефектов с ограничением по давлению и величину рабочего давления до проведения ремонта

Разработаны методы расчета на прочность и долговечность труб с механическими повреждениями типа «риска», дефектами геометрии трубы, коррозионными дефектами типа «потеря металла», дефектами сварных швов На рисунке 9 показаны геометрические параметры дефекта типа «риска» Аналогичные схемы разработаны для других типов дефектов.

Рисунок 9 - Дефект типа «риска»

Глубина Н, мм

Рисунок 10 - Предельное давление для трубы 01220x20 мм с механическим повреждением типа «продольная риска» шириной 20 мм

Длина I., мм

Рисунок 11 - Предельная глубина механического повреждения типа «продольная риска» шириной 20 мм для трубы 01220x20 мм

На рисунках 10 и 11 приведены результаты расчетов на прочность и долговечность труб с механическими повреждениями типа «продольная риска» На рисунке 12 показаны результаты расчета на долговечность трубы 01220x20 мм с определением глубины усталостной трещины, растущей на вмятине

Количество циклов

Рисунок 12 - Зависимости глубины усталостной трещины, растущей на вмятине относительной глубиной 0,2 2,2 %, от количества циклов нагружения

Аналогичные расчеты выполнены для других типоразмеров труб и типов дефектов Результаты расчетов вошли в отраслевой стандарт по расчету труб с дефектами на прочность и долговечность

В шестой главе на основе анализа и обобщения технических требований, способов диагностики и методов расчета изложены принципы оценки технического состояния МН, позволяющие своевременно принять меры по обеспечению надежной эксплуатации МН Рассмотрены также вопросы организации и проведения оценки технического состояния линейной части МН, подводных переходов через водные преграды и насосно-перекачивающих станций Оценка технического состояния объектов МН является важным звеном организационно-технологической системы обеспечения надежности. Научно обоснованная организация и проведение оценки технического состояния позволяют своевременно устранить факторы, снижающие надежность и безопасность МН

Оценка технического состояния проводится по результатам анализа комплексных диагностических обследований и включает оценку степени опасности выявленных дефектов, анализ безопасности при эксплуатации и оценку надежности с разработкой рекомендаций по приведению объекта в нормативное состояние и предложений к проектам планов диагностики В качестве исходных данных для оценки технического состояния используются материалы проектной, исполнительной и технологической документации, а также результаты диагностики или обследования

В работе предложены методология и регламент формализованного представления и оценки технического состояния объекта по результатам анализа комплексных диагностических обследований Формализованное представление и оценка технического состояния МН включают

- сводное описание участков трассы МН с учетом их категорийности и положения на местности,

- результаты оценки опасности дефектов с указанием их видов, мест расположения, допустимых сроков их устранения,

- состояние системы противокоррозионной защиты, обеспечиваемой средствами электрохимической защиты и изоляционными покрытиями,

- результаты оценки скорости коррозии,

- результаты анализа технического состояния по показателям надежности (вероятность безотказной работы, интенсивность отказов, наработка на отказ, остаточный ресурс),

- рекомендации по приведению объекта к нормативному состоянию с указанием приоритетов, объемов и сроков ремонтных работ,

- перечень дефектов, наличие которых требует снижения рабочего давления без их устранения,

- перечень дефектов, подлежащих устранению в текущем году и в последующие годы,

- мероприятия по требуемому обустройству трассы

Объектами магистрального нефтепровода, входящими в формализованное представление оценки его технического состояния, являются собственно линейная часть участка нефтепровода, участки, сваренные из спирально-шовных труб, перемычки, механотехнологическое и энергетическое оборудование, установленное на участке нефтепровода, камеры приема-пуска средств очистки и диагностики, оборудование электрохимической защиты от коррозии Формализованное представление оценки технического состояния МЫ оформляется в виде нормативно-технического документа - стандарта предприятия Данный документ является обязательным для исполнения службами эксплуатирующей МН организации Информация, содержащаяся в данном документе, является основой для текущего и перспективного планирования программ технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта

Седьмая глава посвящена разработке методологии формирования отраслевого информационного фонда

Системное решение задач повышения качества проектирования, строительства и эксплуатации МН в целях обеспечения эксплуатационной надежности основано на комплексе взаимоувязанных правил и норм, иерархически выстроенных в соответствии с этапами жизненного цикла объекта Подобное построение правил и норм реализуется в рамках формирования отраслевого информационного фонда

Основной целью создания отраслевого информационного фонда является централизация информационных ресурсов системы магистральных нефтепроводов на основе сбора, обобщения, классификации и систематизации нормативных документов, внедрения информационных технологий в рамках

деятельности эксплуатирующих предприятий, проектных, диагностических и других сервисных организаций, участвующих в обеспечении жизненного цикла объектов МН

Комплектование отраслевого информационного фонда осуществляется на основе получения и введения в информационную систему данных, реквизитов и полнотекстовых копий указанных документов Ведение и актуализация информационных ресурсов ОИФ осуществляются на основе централизованного Реестра НД Структурно фонд состоит из нескольких взаимоувязанных баз данных со средствами их ведения, объединенных общим Реестром-рубрикатором и справочно-поисковым аппаратом Реестр НД имеет иерархическую структуру, в соответствии с которой каждому НД соответствует уникальная запись Информация об этапах жизненного цикла НД содержится в составных частях Реестра НД Справочно-поисковый аппарат обеспечивает удобство навигации по фонду, оперативность и полноту поиска необходимой информации, наглядность отображения информации фонда, информационную поддержку действий пользователя Комплектование фонда документами производится в бумажном и электронном видах Документы в бумажном виде имеют статус официальных изданий Бумажные документы включаются в фонд на правах дубликатов подлинников НД и подлежат соответствующей верификации Документы в электронном виде включаются в фонд на правах информационно-справочных материалов Актуализация фонда осуществляется путем получения и регистрации реестродержателем НД извещений об изменении (отмене) НД или о введении НД в действие и приобретения реестродержателем новых документов или их версий

Жизненный цикл нормативного документа включает разработку, применение, совершенствование, продление или отмену действия НД Нормативные документы относятся к документам длительного пользования и применяются до утверждения и ввода в действие новых, заменяющих их, документов Организация, осуществляющая ведение ОИФ, отвечает за планирование, разработку предложений и проведение экспертизы технической документации на продукцию в соответствии с утвержденным графиком

Одной из важнейших подсистем ОИФ является Реестр технических требований заказчика и технических условий, программ и методик приемосдаточных испытаний продукции производителей (Реестр ТТ и ТУ) С формальной точки зрения, Реестр ТТ и ТУ - это систематизированный перечень

записей о нормативных и технических документах (БД и ТД), устанавливающих требования к закупаемой продукции С содержательной точки зрения, Реестр ТТ и ТУ - это информационная база для функционирования систем подтверждения соответствия продукции и технологий поставщиков как в рамках технического надзора и контроля, так и в рамках систем добровольной сертификации

Информация в Реестре ТТ и ТУ представлена следующими видами нормативных документов национальными стандартами, общими и специальными техническими требованиями Заказчика, технической документацией на продукцию и сопровождающей информацией При регистрации технической документации на продукцию организация, ведущая ОИФ, комплектует пакет информации по ТУ

Ведение Реестра предполагает своевременное пополнение данными всех соответствующих информационных полей учетной записи, комплектование фонда НД, мониторинг движения информации, формирование отчетности и справочной информации на основе Реестра, оказание информационных услуг на его основе, разработку предложений по совершенствованию ОИФ и процедур его ведения

Предложенная методология формирования ОИФ позволила сформировать информационную среду, в рамках которой обеспечивается эффективное функционирование разработанной организационно-технологической системы обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

1 На основе проведенных исследований методов и способов обеспечения надежности магистральных нефтепроводов разработана структура организационно-технологической системы обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов на протяжении их жизненного цикла (проектирования, строительства, эксплуатации), включающая

• нормирование технических показателей комплектующих материалов, изделий и оборудования как элементов системы магистральных нефтепроводов,

• организацию выполнения проектных работ на основе применения типовых проектов и оценки соответствия проектной документации установленным требованиям,

• вероятностный анализ безопасности принятых проектом и реализуемых в ходе строительства технических решений,

• комплексную систему диагностики, оценки технического состояния и прогнозирования сроков службы элементов магистральных нефтепроводов с учетом их фактического технического состояния,

• формирование и ведение отраслевого информационного фонда, включающего технические требования, регламенты, нормы заказчика и технические условия и спецификации поставщиков продукции и услуг

2 Предложен метод поточной разработки проектов магистральных нефтепроводов, основанный на применении типовых проектов и комплексной экспертизе разрабатываемой проектной документации, позволяющей существенно сократить сроки проектирования, снизить зависимость качества проектирования от квалификации проектировщиков

3 На основе результатов натурных и стендовых испытаний разработана система технических требований к основным материальным ресурсам как элементам магистральных трубопроводов, позволяющая обосновывать их показатели надежности Классифицированы технические требования к качеству труб по их назначению в зависимости от условий эксплуатации магистральных нефтепроводов трубы обычного исполнения, трубы в хладостойком исполнении, трубы повышенной эксплуатационной надежности

4 Разработан метод повышения экологической безопасности за счет оптимального размещения запорной арматуры на линейной части магистрального нефтепровода, при этом в качестве критерия оптимальности размещения запорной арматуры принят минимальный экологический ущерб окружающей среде при авариях.

5 Введены понятия и количественные критерии проектной и запро-ектной аварий для системы магистрального трубопроводного транспорта нефти Определены количественные значения допустимых уровней рисков в качестве критериев для оценки безопасности магистральных нефтепроводов

6 Предложена система технического диагностирования объектов трубопроводного транспорта нефти, позволяющая дать комплексную оценку

их технического состояния Разработана методика определения оптимального интервала времени между диагностическими обследованиями магистрального нефтепровода, минимизирующая суммарные затраты на техническое обслуживание (диагностику и ремонт) и устранение последствий ожидаемых социальных и экологических рисков

7 Разработаны методика и регламент формализованного описания технического состояния объектов магистрального нефтепровода, включающие расчет на прочность и долговечность труб, узлов и деталей оборудования, классификацию дефектов по степени опасности, определение предельных нагрузок и сроков устранения дефектов, позволяющие перейти от системы планово-предупредительного ремонта к планированию ремонтов по техническому состоянию

8 Разработан метод расчета труб с дефектами на прочность и долговечность, основанный на прогнозировании развития дефектов во времени, в условиях деформирования размеров трубы под действием внутреннего давления На основе результатов проведенных экспериментальных исследований установлены зависимости максимально допустимых внутренних давлений в магистральном нефтепроводе от вида и геометрии дефектов, свойств материалов, геометрических параметров трубопровода и характеристик на-гружения

9 Разработана методология формирования отраслевого информационного фонда, содержащего технические требования, регламенты и нормы заказчика и технические условия и спецификации поставщиков продукции и услуг, что позволяет сформировать объективную систему подтверждения соответствия предложений подрядчиков установленным требованиям

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в следующих научных трудах:

1 Гаспарянц Р С Выбор оптимальной стратегии управления запасами труб при строительстве магистральных трубопроводов И Организация строительства магистральных трубопроводов Сб научн тр / ВНИИСТ. - М, 1981 -С. 72-79

2 Чирсков В Г, Телегин Л Г, Курепин Б Н, Карпенко М П, Гаспарянц Р С Управление запасами материальных ресурсов в системе материально-технического обеспечения строительства магистральных трубопрово-

дов // Научно-технический обзор Серия «Экономика, организация и управление строительством предприятий нефтяной и газовой промышленности» - М Информнефтегазстрой, 1982 -№5 -61 с

3 Гаспарянц Р С Оценка надежности функционирования потоков строительно-монтажной организации // Экономика, организация и управление строительством предприятий нефтяной и газовой промышленности Реф сб -М Информнефтегазстрой, 1982 -№5 -С 11—13

4 Гаспарянц Р С Выбор критерия при оценке эффективности системы управления запасами труб на строительстве магистральных трубопроводов // Строительство объектов нефтяной и газовой промышленности Реф сб - М Информнефтегазстрой, 1982 -№6.-С 16-20

5 Гаспарянц Р С Распределение поставок труб между линейными потоками строительно-монтажной организации // Строительство предприятий нефтяной и газовой промышленности Реф сб - М Информнефтегазстрой, 1984 -№Ц -С 14-17

6 Бортаковский В С , Гаспарянц Р С. Об оптимизации производственного потенциала трубопроводостроительной организации // Строительство предприятий нефтяной и газовой промышленности Реф сб - М Информнефтегазстрой, 1985 -№11 -С 17-20

7. Гаспарянц Р С Классификация материально-технологических ресурсов для строительства магистральных трубопроводов // Строительство предприятий нефтяной и газовой промышленности Реф сб. - М Информнефтегазстрой, 1985 — № 8 -С 8-12

8 Гаспарянц Р С Об одной задаче обеспечения материальными ресурсами строительной организации // Организация и управление строительством линейной части магистральных трубопроводов Сб. научн тр / ВНИИСТ -М, 1985 - С 51-56

9 Гаспарянц Р С Система оперативного управления строительством линейной части магистральных трубопроводов // Тр ин-та / ВНИИСТ - М, 1986 - С 96-101

10 Гаспарянц Р С Основные направления совершенствования технологии и организации строительства магистральных трубопроводов в районах вечной мерзлоты // Строительство предприятий нефтяной и газовой промышленности Реф сб - М ВНИИПКтехоргнефтегазстрой, 1987 - № 10 -С 1-6

11 Гаспарянц Р С , Митрохин М Ю Формирование программы развития и совершенствования трубопроводного транспорта в нефтяных компаниях // Нефтепромысловое дело - М ВНИИОЭНГ, 1998

№ 7-8 - С 27-29

12 Гаспарянц Р С Устойчивость работы магистрального трубопроводного транспорта как один из важнейших факторов обеспечения экономической безопасности государства // Магистральный трубопроводный транспорт Перспективы развития Законодательное обеспечение - М: Издание Государственной думы РФ, 2001 -С 24-29

13 Гаспарянц Р С , Горелов А С Индустриальная технология строительства промысловых трубопроводов ГНКМ Заполярное // Строительная ассамблея международного конгресса CITOGIC-2000 Сб - М Информэлек-тро,2001 -С 21-27

14 Гаспарянц Р С , Грищенков А И Коррозия системы // Энергия Востока - М Издательский дом «Энергия Востока», 2001 - № 3 -С 28-31

15 Гаспарянц Р С Возможна ли гармонизация стандартов // Энергия Востока - М Издательский дом «Энергия Востока», 2002 — № 2 (5). -С 51-52

16 Гаспарянц Р С , Калинин В В , Черекчиди Э И и др Анализ риска в системе технического регулирования // Трубопроводный транспорт нефти — 2005 -№5 -С 2-5

17 Гаспарянц P.C. Нормативно-техническое обеспечение и основные технические решения нефтепровода ВСТО // Трубопроводный транспорт (теорияи практика) -М ВНИИСТ,2005 -№2 - С 6-13

18 Гаспарянц Р С , Пашуков Ю Н, Чуркин Г Ю , Головин С В Не догма, но правила игры // Нефть и Капитал - 2006 - № 4 - С 74-75

19 Гумеров АГ, Азметов Х.А, Григорьева HB, Павлова ЗХ, Гаспарянц Р С Оптимальное размещение запорной арматуры на линейной части магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов // Нефтяное хозяйство -2007 - №б - С 91-93

20 Гаспарянц Р С Некоторые особенности проектирования и строительства нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса Матер научн - практ конф 24 октября2007 г -Уфа, 2007 - С 86-87

21 Гаспарянц Р С Расчет на прочность и долговечность труб и сварных соединений с дефектами // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса Матер научн - практ конф 24 октября 2007 г -Уфа, 2007 - С 105-106

22 Гаспарянц Р С Расчет на прочность и долговечность сварных стыков трубопроводов с дефектами // Нефтяное хозяйство — 2007 - № 12 -С 102-104

23 Гаспарянц Р.С Организационно-технологическая система обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов - СПб • ООО «Недра», 2007 - 232 с

24 Аладинский В В , Гаспарянц Р С Прочность и долговечность труб с механическими повреждениями типа «риска» // Нефтегазовое дело. Эл журнал, 13 07 07 http //www ogbus ru/authors/Aladinskij/Aladmskij_l pdf

25 Аладинский В В , Гаспарянц Р С , Маханев В О Методика расчета на прочность и долговечность труб с дефектами геометрии // Нефтегазовое дело - Уфа,2007 -Т 5-№2-С 119-124

26 Гумеров А Г , Гаспарянц Р С Расчет на прочность и выбор рациональных конструктивных решений прокладки подземных нефтепроводов на пересеченном рельефе местности // Трубопроводный транспорт (теория и практика) - 2007 - № 4 - С 24-25

27 Гаспарянц Р С Расчет на прочность и долговечность трубопроводов с коррозионными дефектами потери металла // Нефтепромысловое дело — М ВНИИОЭНГ, 2008 - № 1 - с 34-39

28 Гаспарянц Р С Обеспечение надежности и безопасности магистральных нефтепроводов на стадии проектирования // Нефтяное хозяйство -2008 — № 1 -С 96-97

29 Гаспарянц Р С Автоматизированная система формирования отраслевого информационного фонда в области магистрального нефтепроводного транспорта//Нефтяное хозяйство -2008 - №1 -С 112-113.

30 Гаспарянц Р С Методология расчета на прочность и долговечность труб и сварных соединений с дефектами // Нефтепромысловое дело - М ВНИИОЭНГ, 2008 - №2 -С 35-41

31 Гаспарянц Р С Оценка технического состояния объектов трубопроводного транспорта нефти // Нефтяное хозяйство - 2008 — № 2. — С 101-103

32 Гаспарянц Р.С. Техническое диагностирование объектов трубопроводного транспорта // Нефтепромысловое дело - М ВНИИОЭНГ, 2008 -№4.-С 40-43

33 Гаспарянц Р С Вероятностный анализ безопасности магистральных нефтепроводов // Нефтепромысловое дело — М ■ ВНИИОЭНГ, 2008 - № 4. -С 43-45

Методические разработки соискателя с соавторами

34 Р 445-81 Руководство по системе управления запасами труб в строительно-монтажных организациях Миннефтегазстроя - М ВНИИСТ, 1982 -45 с

35 ВСН 197-86 Инструкция по межобъектной этапной специализации работ при сооружении линейной части магистральных трубопроводов - М . ВНИИСТ, 1986 - 17 с

36 Р 615-87 Рекомендации по техническому оснащению колонны по сооружению и содержанию зимних дорог при строительстве магистральных трубопроводов на вечной мерзлоте - М ВНИИСТ, 1987 - 12 с.

37 Р 612-87 Рекомендации по техническому оснащению технологического потока для строительства магистральных трубопроводов диаметром 1420 мм в районах распространения вечномерзлых грунтов. - М ВНИИСТ, 1989 - 8 с

38 ВСН 013-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов в условиях вечной мерзлоты - М ВНИИСТ, 1989 - 32 с

39 ВСН 51-1-15-004-97. Инструкция по проектированию и строительству волоконно-оптаческих линий связи (BOJ1C) газопроводов - М • ИРЦ Газпром, 1997 - 80 с

40 ОМД-1 1-05-2005 Положение об отраслевом информационном фонде - М ОАО «АК «Транснефть», 2005 - 31 с

41 РД-16 01-60 30 00-КТН-068-1-05 Правила технической диагностики нефтепроводов при приемке после строительства и в процессе эксплуатации - М ОАО «АК «Транснефть», 2005 - 102 с

42 РД-91 010 30-КТН-126-06 Требования к составу типовых проектных, типовых технических решений и типовых проектов - М ОАО «АК «Транснефть», 2006 - 15 с

43. РД-01 120 00-КТН-283-06 Требования к составу, содержанию и форме представления исходных данных для проведения вероятностного ана-

лиза безопасности объектов магистральных нефтепроводов - М ОАО «АК «Транснефть», 2006 - 82 с

44 РД-01 120 00-КТН-297-06 Методические рекомендации по выполнению вероятностного анализа безопасности (ВАБ) объекта МН — М ОАО «АК «Транснефть», 2006. - 130 с

45 ОСТ-23 040 00-КТН-574-06 Нефтепроводы магистральные Нефтепроводы магистральные Определение прочности и долговечности труб и сварных соединений с дефектами - М ОАО «АК «Транснефть», 2006 -443 с

46 ОР-23 040 00-КТН-115-07 Организация и выполнение работ по оценке технического состояния участков линейной части и подводных переходов МН - М ОАО «АК «Транснефть», 2007 - 126 с

47 СТО ВНИИСТ 7 3-910-0 032-2007 Типовые решения по выбору конструкций криволинейных участков подземных нефтепроводов - М ОАО ВНИИСТ, 2007-405 с

Формат 60x88/16 Бумага офсетная Офсетная печать Тираж 100 экз ОАО «ВНИИОЭНГ» Заказ № 5277

117420, Москва, ул Наметкина, 14-Б Печатно-множительная база ОАО «ВНИИОЭГ»

Содержание диссертации, доктора технических наук, Гаспарянц, Рубен Саргисович

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ МЕТОДОВ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ

МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

1.1 Анализ надежности действующих магистральных нефтепроводов

1.2 Анализ существующих методов обеспечения надежности магистральных нефтепроводов

1.3 Проблемы обеспечения надежности и безопасности магистральных нефтепроводов 37 Выводы по главе

2 РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ И БЕЗОПАСНОСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ НА СТАДИИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И СТРОИТЕЛЬСТВА

2.1 Общие положения

2.2 Организация проектирования магистральных нефтепроводов нового класса, на основе методологии типового проектирования уникальных объектов

2.3 Технические требования к материалам, изделиям и оборудованию

2.4 Совершенствование методов расчета на прочность и выбора рациональных конструктивных решений прокладки подземных нефтепроводов на пересеченном рельефе местности

2.5 Обеспечение экологической безопасности магистральных нефтепроводов оптимальным размещением линейной запорной арматуры

2.5.1 Основные факторы, влияющие на экологическую безопасность нефтепроводов

2.5.2 Оптимальное размещение запорной арматуры на линейной части магистральных нефтепроводов

2.5.3 Анализ размещения арматуры по разработанной методике

2.6 Направления совершенствования технологии строительства магистральных нефтепроводов в сложных природно-климатических условиях 101 Выводы по главе

3 РАЗРАБОТКА МЕТОДА ВЕРОЯТНОСТНОГО АНАЛИЗА НАДЕЖНОСТИ И БЕЗОПАСНОСТИ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ

3.1 Общие принципы вероятностного анализа безопасности

3.1.1 Цели и основные аспекты выполнения вероятностного анализа

3.1.2 Количественные расчеты вероятностного анализа

3.1.3 Требования к составу и содержанию исходных данных для вероятностного анализа надежности и безопасности

3.2 Методика вероятностного анализа безопасности объектов трубопроводного транспорта нефти

3.2.1. Требования к безопасности магистрального нефтепровода 139 3.2.2 Структура методики вероятностного анализа безопасности 141 . 3.2.3 Анализ, отбор и группирование исходных событий аварийных ситуаций

3.2.4 Моделирование аварийных последовательностей

3.2.5 Анализ надежности систем и персонала

3.3 Формирование показателей безопасности магистральных нефтепроводов на основе методологии ВАБ

3.3.1 Классификации магистральных нефтепроводов по безопасности

3.3.2 Принципы формирования показателей безопасности магистральных нефтепроводов

3.3.3 Рекомендации по повышению уровня надежности и безопасности

3.4 Опыт применения методологии ВАБ для обоснования безопасности магистрального нефтепровода нового класса 194 Выводы по главе

4 УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ОБЪЕКТОВ ТРУБОПРОВОДНОГО

ТРАНСПОРТА НЕФТИ

4.1 Общие принципы и методы технического диагностирования

4.2 Типы и параметры дефектов, выявляемые при диагностике магистральных нефтепроводов

4.3 Периодичность проведения диагностических обследований

4.4 Повышение эффективности внутритрубных диагностических обследований

Выводы по главе

5 ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ И ДОЛГОВЕЧНОСТЬ ТРУБОПРОВОДОВ С УЧЕТОМ ФАКТИЧЕСКОГО УРОВНЯ ДЕФЕКТНОСТИ

5.1 Исследование и разработка методологии расчета на прочность и долговечность труб и сварных соединений с дефектами

5.2 Прочность и долговечность труб с механическими повреждениями типа «риска»

5.3 Методика расчета на прочность и долговечность труб с дефектами геометрии

5.4 Расчет на прочность и долговечность сварных стыков трубопроводов с дефектами

5.5 Расчет на прочность и долговечность трубопроводов с коррозионными дефектами «потеря металла»

Выводы по главе

6 СИСТЕМА ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО

СОСТОЯНИЯ ОБЪЕКТОВ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ

6.1 Общие принципы оценки технического состояния

6.2 Оценка технического состояния линейной части магистральных нефтепроводов

6.3 Оценка технического состояния оборудования, нефтепроводов и резервуаров нефтеперекачивающих станций

Выводы по главе

7 РАЗРАБОТКА МЕТОДОЛОГИИ ФОРМИРОВАНИЯ

ОТРАСЛЕВОГО ИНФОРМАЦИОННОГО ФОНДА

7.1 Принципы формирования отраслевого информационного фонда

7.2 Порядок разработки и обращения нормативно-технической документации

7.3 Порядок формирования, ведения и применения Реестра технических требований и технических условий участников инвестиционного цикла

7.4 Нормативно-техническое обеспечение нефтепровода

Восточная Сибирь - Тихий океан

Выводы по главе

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Организационно-технологическая система обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов"

Актуальность работы

Магистральные нефтепроводы (МН) в экономике страны занимают одну из ключевых позиций. Вопросы обеспечения надежной и безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов затрагивают не только систему нефтепроводного транспорта, но и многие другие отрасли, а также существенно влияют на достижение целей, сформулированных в концепции энергетического развития страны.

Современное состояние нефтепроводного транспорта характеризуется длительным сроком эксплуатации действующих магистральных нефтепроводов при существенном увеличении объемов перекачки нефти по ним и сооружением новых мощных МН, работающих при повышенном давлении. Обеспечение эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов в этих условиях становится все более актуальным.

Проблема надежности магистральных нефтепроводов охватывает широкий круг вопросов, таких как анализ условий возникновения повреждений и разработка мероприятий по их предотвращению, анализ фактического технического состояния МН и выбор эффективных способов повышения их надежности и безопасности. В связи с этим объективно необходимым является создание организационно-технологической системы обеспечения эксплуатационной надежности МН, содержащей приоритетные направления достижения цели. Одним из таких приоритетных направлений является обеспечение показателей надежности на стадии проектирования. Качественное проектирование позволяет в последующем существенно снизить затраты на техническое обслуживание и ремонт МН. Обеспечение требуемых показателей надежности и безопасности может быть достигнуто также на основе применения научно обоснованных типовых проектных и технических решений, в том числе с учетом экологической безопасности, и соответствующими техническими требованиями к материалам, изделиям и оборудованию (комплектующим).

Достоверная оценка надежности МН занимает важное место в решении рассматриваемой проблемы. Исходя из конструктивных особенностей МН как сложной технической системы, принимая во внимание то, что МН относятся к опасным производственным объектам, эффективным методом оценки их надежности является вероятностный анализ.

С учетом того, что трубы, изделия и технологическое оборудование по разным причинам имеют дефекты, развивающиеся в ходе эксплуатации МН, техническое диагностирование объектов трубопроводного транспорта нефти и оценка их технического состояния являются необходимыми элементами обеспечения надежности МН. При этом с целью исключения отказов МН из-за роста дефектов до недопустимых параметров требуется разработка метода расчета труб на прочность и долговечность с учетом фактического уровня дефектности.

Формирование организационно-технологической системы обеспечения надежной эксплуатации МН как опасных производственных объектов предполагает создание и поддержание в актуализированном состоянии базы нормативно-технических документов, сформированной в виде отраслевого информационного фонда (ОИФ).

Методологической основой решения проблем надежности магистральных нефтепроводов являются работы ведущих специалистов отраслевых институтов (ИПТЭР, ВНИИСТ, ГИПРОТРУБОПРОВОД), академических институтов (ИМАШ им. А.А. Благонравова, ИМЕТ им. А.А. Байкова, ИЭС им. Е.О. Патона), лабораторий и кафедр высших учебных заведений (УГНТУ, РГУНГ им. И.М. Губкина), Центра технической диагностики «Диаскан» АК «Транснефть» и других научных центров страны.

Аналитической основой решения задач по расчету на прочность и долговечность труб МН являются методы механики деформируемых систем, развитые Лякишевым Н.П., Махутовым Н.А., Москвитиным Г.В., Морозовым Е.М., Стекловым О.И., Зайнуллиным Р.С. и другими учеными.

Методы и средства обеспечения надежности и безопасности магистральных нефтепроводов на основе анализа аварий и повреждений действующих МН, современные методы расчета и проектирования, диагностирования и оценки фактического технического состояния, разработанные Березиным В.Л., Гумеровым А.Г., Бородавкиным П.П., Ясиным Э.М., Иванцовым О.М., Гумеровым Р.С., Малютиным Н.А., Халлыевым Н.Х., Притулой В.В., Быковым Л.И., Абдуллиным И.Г., Самойловым Б.В., Гумеровым К.М., Ямалеевым К.М., Азметовым Х.А., Идрисовым Р.Х., Фокиным М.Ф., Султановым М.Х. и другими учеными, позволили создать новые технические и технологические решения, обеспечившие прогрессивное развитие систем магистрального трубопроводного транспорта.

В последние годы наметились новые направления в решении проблемы обеспечения надежности магистральных нефтепроводов, в связи с чем, появилась необходимость в их анализе, обобщении и развитии.

Основные исследования по диссертационной работе выполнены в развитие:

Межгосударственной научно-технической программы «Высоконадежный трубопроводный транспорт», утвержденной правительствами Российской Федерации и Украины в 1993 г.;

Концепции повышения надежности объектов трубопроводного ' транспорта нефти, принятой ОАО «АК Транснефть»;

• Государственного инновационного проекта «Магистраль».

Целью диссертационной работы является повышение надежности при эксплуатации магистральных нефтепроводов за счет создания комплексной организационно-технологической системы, включающей методы нормирования технических показателей элементов системы магистральных нефтепроводов, организации проектирования на основе применения типовых проектов, вероятностного анализа безопасности, расчета на прочность и долговечность труб с дефектами, оценки технического состояния объектов магистрального нефтепровода.

Основные задачи исследований

1. Разработать структуру и сформулировать направления развития компонентов организационно-технологической системы обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов на всех этапах их жизненного цикла.

2. Усовершенствовать процесс организации проектирования сложных систем трубопроводного транспорта нефти на основе развития методологии типового проектирования и создания системы технических требований к комплектующим материальным ресурсам.

3. Разработать методику расчета напряжений в подземном трубопроводе на пересеченном рельефе местности и метод снижения ущерба окружающей среде при авариях.

4. Адаптировать методологию вероятностного анализа безопасности к задачам повышения эксплуатационной надежности объектов трубопроводного транспорта нефти.

5. Усовершенствовать систему организации технического диагностирования магистрального нефтепровода.

6. Разработать методы расчета труб на прочность и долговечность с учетом фактического уровня дефектности.

7. Разработать систему оценки технического состояния магистральных нефтепроводов.

8. Разработать методологию формирования отраслевого информационного фонда.

Методы решения

Научная новизна

1. Разработаны основные принципы обеспечения системной надежности магистральных нефтепроводов на всех этапах их жизненного цикла (предпроектная стадия, проектирование, строительство, эксплуатация).

2. Разработан комплекс технических требований и методы их количественной оценки для труб и других комплектующих материальных ресурсов, учитывающие разброс фактических свойств.

3. Разработан метод повышения экологической безопасности, основанный на оптимальном размещении запорной арматуры на линейной части магистрального нефтепровода. Предложено, с целью повышения экологической безопасности, в качестве критерия оптимальности размещения запорной арматуры использовать минимальный экологический ущерб окружающей среде при авариях.

4. Предложена адаптированная методология вероятностного анализа безопасности применительно к задачам количественной оценки надежности магистрального нефтепровода. Введены качественные и количественные критерии, позволяющие обосновывать безопасность магистрального нефтепровода.

5. Разработана методика определения оптимального интервала времени между диагностическими обследованиями действующих магистральных нефтепроводов.

6. На основании результатов анализа статистических данных по отказам и повреждениям, применения методов и средств диагностирования разработана методология оценки технического состояния объектов магистрального нефтепровода, основанная на систематизации их качественных и количественных характеристик.

7. Разработан метод расчета труб с дефектами на прочность и долговечность, основанный на учете развития дефектов во времени и деформирования труб под действием внутреннего давления. Установлены зависимости предельного давления от вида, геометрии и расположения дефекта, свойств материала, геометрических характеристик трубопровода и условий нагруже-ния.

На защиту выносятся:

- структура и направления развития компонентов организационно-технологической системы обеспечения эксплуатационной надежности МН;

- основные принципы обеспечения показателей надежности магистральных нефтепроводов на стадии проектирования;

- методы повышения промышленной и экологической безопасности магистральных нефтепроводов;

- комплексная система организации диагностирования и оценки технического состояния объектов МН;

- метод расчета труб с дефектами на прочность и долговечность.

Практическая ценность результатов работы

1. На основе проведенных комплексных исследований предложена организационно-технологическая система обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов, базирующаяся на разработанной под руководством и при участии автора нормативной базе, большинство документов которой согласованы с уполномоченными органами государственного надзора, вошли в отраслевой информационный фонд ОАО «АК «Транснефть» и реализованы в системе трубопроводного транспорта нефти.

3. Методика расчета на прочность подземного трубопровода при пересеченном рельефе местности позволяет выбрать схему прокладки трубопровода, соответствующую нормативным требованиям по прочности и фактическим условиям эксплуатации.

4. Разработанная методика оптимального размещения запорной арматуры на линейной части магистральных нефтепроводов позволяет определить координаты ее размещения исходя из условия обеспечения минимального экологического ущерба окружающей среде при аварии.

5. Методика вероятностного анализа безопасности объектов трубопроводного транспорта нефти позволяет количественно оценить соответствие показателей безопасности установленным требованиям и выявить факторы, вносящие наибольший вклад в указанные показатели.

6. Предложенные системы технического диагностирования и оценки технического состояния магистральных нефтепроводов позволяют установить фактическое техническое состояние объекта, определить методы ремонта и реконструкции.

7. Методология формирования отраслевого информационного фонда позволяет системно обеспечивать проектные, строительные и эксплуатирующие организации и службы магистрального нефтепровода актуализированной нормативно-технической документацией, что способствует достижению высоких показателей надежности и безопасности.

Реализация работы

Результаты исследований вошли в следующие нормативные документы:

Р 413-81. Руководство по организации управления производственными запасами материальных ресурсов на строительстве магистральных трубопроводов. - М.: ВНИИСТ, 1981;

Р 444-81. Руководство по системе управления запасами труб в строительно-монтажных организациях Миннефтегазстроя. - М.: ВНИИСТ, 1982;

Р 573-85. Рекомендации по предварительному испытанию крановых узлов запорной арматуры в период ведения основных работ. - М.: ВНИИСТ, 1985;

ВСН 197-86. Инструкция по межобъектной этапной специализации работ при сооружении линейной части магистральных трубопроводов. — М.: ВНИИСТ, 1986;

Р 615-87. Рекомендации по техническому оснащению колонны по сооружению и содержанию зимних дорог при строительстве магистральных трубопроводов на вечной мерзлоте. - М.: ВНИИСТ, 1987;

• Р 612-87. Рекомендации по техническому оснащению технологического потока для строительства магистральных трубопроводов диаметром 1420 мм в районах распространения вечномерзлых грунтов. - М.: ВНИИСТ, 1989;

• ВСН 013-88. Миннефтегазстрой. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов в условиях вечной мерзлоты. - М.: ВНИИСТ, 1989;

ВСН 51-1-15-004-97. Инструкция по проектированию и строительству волоконно-оптических линий связи (BOJIC) газопроводов. — М.: ИРЦ Газпром, 1997;

ВИ 002-89. Миннефтегазстрой. Временная инструкция по технологии подготовки дна траншеи и защиты изоляционного покрытия трубопровода от механических повреждений пенополимерными материалами (НИМ). - М.: ВНИИСТ, 1989;

Методика оценки работоспособности и проведения аттестации магистральных нефтепроводов: РД 17.01-60.30.00-КТН-0071-1-05. - М.: ОАО «АК «Транснефть», 2005;

- Классификация дефектов и методы ремонта дефектов и дефектных секций действующих магистральных нефтепроводов: РД 23.040.00-КТН-090-07.-М.: ОАО «АК «Транснефть», 2007;

Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов: РД 153-39.4-067-04*. - М.: ОАО «АК «Транснефть», 2004;

Методика расчета на прочность и долговечность сварных стыков с дефектами. - М.: ОАО «АК «Транснефть», 2005;

Правила технической диагностики резервуаров. — М.: ОАО «АК «Транснефть», 2005;

Стандарт отрасли «Нефтепроводы магистральные. Определение прочности и долговечности труб и сварных соединений с дефектами»: ОСТ-23.040.00-КТН-574-06 . -М.: ОАО «АК «Транснефть», 2006;

Методика расчета на прочность и долговечность труб с дефектами геометрии типа «вмятина», «гофр», «сужение». — М.: ОАО «АК «Транснефть», 2005;

Методика расчета на прочность и долговечность труб с механическими повреждениями типа «риска». - М.: ОАО «АК «Транснефть», 2005;

Методика расчета на прочность и долговечность труб с коррозионными дефектами потери металла. - М.: ОАО «АК «Транснефть», 2005;

Типовые решения по выбору конструкций криволинейных участков подземных нефтепроводов. - М.: ОАО ВНИИСТ, 2007.

Апробация работы

Основные результаты исследований, представленные в работе, докладывались на:

- II Всесоюзной научно-технической конференции по трубопроводному транспорту нефти и газа (г. Уфа, 1983 г.);

- III Всесоюзной научно-технической конференции «Проблемы трубопроводного транспорта нефти и газа» (г. Ивано-Франковск, 1985 г.);

- Всесоюзной конференции «Пути развития научно-технического прогресса в нефтяной и газовой промышленности» (г. Грозный, 1986 г.);

- Международном семинаре «Обеспечение качества строительства газотранспортных систем» (г. Москва, 1997 г.);

- Международном конгрессе CITOGIC-2000 (г. Москва, 2000 г.);

- семинаре «Неделя высокой нефти» (г. Москва, 2001 г.);

- Второй ежегодной международной конференции «Российский газ» (г. Москва, 2002 г.);

- Международном трубопроводном форуме (г. Москва, июнь 2002 г.);

- Парламентских слушаниях Государственной думы РФ (г. Москва, 2006 г.);

V Международном трубопроводном форуме «Трубопроводный транспорт - 2006» (г. Москва, 2006 г.);

- V Российском нефтегазовом конгрессе (г. Москва, 2007 г.)

Публикации

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающе

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Гаспарянц, Рубен Саргисович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. На основе проведенных исследований методов и способов обеспечения надежности магистральных нефтепроводов разработана структура организационно-технологической системы обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов на протяжении их жизненного цикла (проектирования, строительства, эксплуатации), включающая:

• нормирование технических показателей комплектующих материалов, изделий и оборудования как элементов системы магистральных нефтепроводов;

• организацию выполнения проектных работ на основе применения типовых проектов и оценки соответствия проектной документации установленным требованиям;

• вероятностный анализ безопасности принятых проектом и реализуемых в ходе строительства технических решений;

2. Предложен метод поточной разработки проектов магистральных нефтепроводов, основанный на применении типовых проектов и комплексной экспертизе разрабатываемой проектной документации, позволяющей существенно сократить сроки проектирования, снизить зависимость качества проектирования от квалификации проектировщиков.

3. На основе результатов натурных и стендовых испытаний разработана система технических требований к основным материальным ресурсам как элементам магистральных трубопроводов, позволяющая обосновывать их показатели надежности. Классифицированы технические требования к качеству труб по их назначению в зависимости от условий эксплуатации магистральных нефтепроводов: трубы обычного исполнения, трубы в хладостойком исполнении, трубы повышенной эксплуатационной надежности.

4. Разработан метод повышения экологической безопасности за счет оптимального размещения запорной арматуры на линейной части магистрального нефтепровода, при этом в качестве критерия оптимальности размещения запорной арматуры принят минимальный экологический ущерб окружающей среде при авариях.

5. Введены понятия и количественные критерии проектной и запро-ектной аварий для системы магистрального трубопроводного транспорта нефти. Определены количественные значения допустимых уровней рисков в качестве критериев для оценки безопасности магистральных нефтепроводов.

6. Предложена система технического диагностирования объектов трубопроводного транспорта нефти, позволяющая дать комплексную оценку их технического состояния. Разработана методика определения оптимального интервала времени между диагностическими обследованиями магистрального нефтепровода, минимизирующая суммарные затраты на техническое обслуживание (диагностику и ремонт) и устранение последствий ожидаемых социальных и экологических рисков.

7. Разработаны методика и регламент формализованного описания технического состояния объектов магистрального нефтепровода, включающие расчет на прочность и долговечность труб, узлов и деталей оборудования, классификацию дефектов по степени опасности, определение предельных нагрузок и сроков устранения дефектов, позволяющие перейти от системы планово-предупредительного ремонта к планированию ремонтов по техническому состоянию.

8. Разработан метод расчета труб с дефектами на прочность и долговечность, основанный на прогнозировании развития дефектов во времени, в условиях деформирования размеров трубы под действием внутреннего давления. На основе результатов проведенных экспериментальных исследований установлены зависимости максимально допустимых внутренних давлений в магистральном нефтепроводе от вида и геометрии дефектов, свойств материалов, геометрических параметров трубопровода и характеристик нагружения.

9. Разработана методология формирования отраслевого информационного фонда, содержащего технические требования, регламенты и нормы заказчика и технические условия и спецификации поставщиков продукции и услуг, что позволяет сформировать объективную систему подтверждения соответствия предложений подрядчиков установленным требованиям.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Гаспарянц, Рубен Саргисович, Москва

1. Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов / А.Г. Гумеров, Х.А. Азметов, Р.С. Гумеров, М.Г. Векштейн — М.: Недра, 1998.-271 с.

2. Азметов Х.А. и др. Прочность и устойчивость подземных трубопроводов / Х.А. Азметов, И.А. Матлашов, А.Г. Гумеров. СПб: Недра, 2005. -248 с.

3. Айнбиндер А.Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость: Справочное пособие. — М.: Недра, 1991. -287 с.

4. Антипьев В.Н., Стояков В.М., Чепурский В.Н., Ченцов А.И. Методы определения остаточного ресурса нефтепроводов / Обзорн. информ. «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». — М.: Транспресс, 1995. — 48 с.

5. Анучкин М.П. Прочность сварных магистральных трубопроводов. — М.: Гостоптехиздат, 1963. 196 с.

6. Байназаров Р.Ф., Мороз А.А., Степанов О.А. К расчету скорости коррозии на трубопроводе // Энергосберегающие технологии в нефтегазовой промышленности России: Научн.-техн. сб. / Тюменск. гос. нефтегазов. ун-та. Тюмень, 2001. - С. 55-59.

7. Безопасность пересечения трубопроводами водных преград / К.А. Забела, В.А. Красков, В.М. Москвич и др. М.: Недра, 2001. - 194 с.

8. Березин В.Л., Шутов В.Е. Прочность и устойчивость резервуаров и трубопроводов. М.: Недра, 1973. - 200 с.

9. Биргер И.А., Мавлютов P.P. Сопротивление материалов: Учебное пособие. -М.: Недра, 1986. 560 с.

10. Болотин В.В. Прогнозирование ресурса машин и конструкций. -М.: Машиностроение, 1984. 312 с.

11. Болотин В.В. Ресурс машин и конструкций. — М.: Машиностроение, 1990.-448 с.

12. Бородавкин П.П., Синюков A.M. Прочность магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1984. - 245 с.

13. Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы. — М.: Недра, 1982.-384 с.

14. Бородавкин П.П. Подземные трубопроводы. М.: Недра, 1973.304 с.

15. Бородавкин П.П., Березин B.JI. Сооружение магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1977. - 407 с.

16. Бородавкин П.П., Таран В.Д. Трубопроводы в сложных условиях. — М.: Недра, 1968.-304 с.

17. Бородавкин П.П. Механика грунтов в трубопроводном строительстве. М.: Недра, 1986. - 224 с.

18. Бортаковский B.C., Гаспарянц Р.С. Об оптимизации производственного потенциала трубопроводостроительной организации // Строительство предприятий нефтяной и газовой промышленности: Реф. сб. М.: Ин-формнефтегазстрой, 1985. - № 11. - С. 17-20.

19. Бортаковский B.C., Гаспарянц Р.С., Климовский М.Е. Оптимизация загрузки долговременных потоков строительной организации // Тр. ин-та / ВНИИСТ. М„ 1986. - С. 102-106.

20. Вентцель Е.С. Теория вероятностей. М.: Высшая школа, 1998.576 с.

21. Вероятностный анализ безопасности магистральных нефтепроводов: РД 01.120.00-КТН-296-06. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2006. - 61 с.

22. Владимиров В.А. и др. Оценка риска и управление техногенной безопасностью /В.А. Владимиров, В.И. Измалков, А.В. Измалков. М.: ФИД «Деловой экспресс», 2002. — 184 с.

23. Вольмир А.С. Устойчивость деформируемых систем. М.: Наука, 1967.-984 с.

24. Временная инструкция по технологии подготовки дна траншеи и защиты изоляционного покрытия трубопровода от механических повреждений пенополимерными материалами (ППМ): ВИ 002-89. Миннефтегазстрой. -М.гВНИИСТ, 1989.

25. Выборнов Б.И. Ультразвуковая дефектоскопия. М.: Металлургия, 1974.-320 с.

26. Выбор труб для магистральных нефтепроводов при строительстве и капитальном ремонте: СП 34-101-98. Утв. АК «Транснефть» 13.01.98 / А.А. Рыбаков, С.Е. Семенов, С.М. Билецкий и др. — М., 1998. 66 с.

27. Галлямов А.К. и др. Обеспечение надежности функционирования системы нефтепроводов на основе технической диагностики / А.К. Галлямов, К.В. Черняев, A.M. Шаммазов. М.: УГНТУ, 1998. - 600 с.

28. Гаспарянц Р.С. и др. Об оптимизации производственного потенциала трубопроводостроительной организации // Строительство предприятий нефтяной и газовой промышленности. -М.: Информнефтегазстрой, 1985. № 11.

29. Гаспарянц Р.С. Оценка надежности функционирования потоков строительно-монтажной организации // Экономика, организация и управление строительством предприятий нефтяной и газовой промышленности: Реф. сб. М.: Информнефтегазстрой, 1982. - № 5. - С. 11-13.

30. Гаспарянц Р.С. Управление запасами трубопроводостроительных материалов в процессе их движения // Организация строительства магистральных трубопроводов: Сб. научн. тр. / ВНИИСТ. М., 1981. — С. 80-89.

31. Гаспарянц Р.С. Выбор оптимальной стратегии управления запасами труб при строительстве магистральных трубопроводов // Организация строительства магистральных трубопроводов: Сб. научн. тр. / ВНИИСТ. — М., 1981.-С. 72-79.

32. Гаспарянц Р.С. Выбор критерия при оценке эффективности системы управления запасами труб на строительстве магистральных трубопроводов // Строительство объектов нефтяной и газовой промышленности: Реф. сб. М.: Информнефтегазстрой, 1982. — № 6. - С. 16-20.

33. Гаспарянц Р.С. Определение запасов трубопроводостроительных материалов // Экономика, организация и управление строительством предприятий нефтяной и газовой промышленности: Реф. сб. — М.: Информнефтегазстрой, 1982. № 3. - С. 18-20.

34. Гаспарянц Р.С. Распределение расходов и поставок труб // Строительство предприятий нефтяной и газовой промышленности: Реф. сб. — М.: Информнефтегазстрой, 1983. № 2. - С. 37-40.

35. Гаспарянц Р.С. Расчет на прочность и долговечность сварных стыков трубопроводов с дефектами // Нефтяное хозяйство. — 2007. № 12. — С. 102-104.

36. Гаспарянц Р.С. Распределение поставок труб между линейными потоками строительно-монтажной организации // Строительство предприятий нефтяной и газовой промышленности: Реф. сб. — М.: Информнефтегазстрой, 1984. -№ 11. -С. 14-17.

37. Гаспарянц Р.С. Организация обеспечения материально-технологическими ресурсами скоростных линейных потоков // Строительство предприятий нефтяной и газовой промышленности: Реф. сб. М.: Информнефтегазстрой, 1985. - № 2. - С. 19-23.

38. Гаспарянц Р.С. Классификация материально-технологических ресурсов для строительства магистральных трубопроводов // Строительство предприятий нефтяной и газовой промышленности: Реф. сб. — М.: Информ-нефтегазстрой, 1985. № 8. - С. 8-12.

39. Гаспарянц Р.С. Система оперативного управления строительством линейной части магистральных трубопроводов // Тр. ин-та / ВНИИСТ. М., 1986. - С. 96-101.

40. Гаспарянц Р.С. Совершенствование технологии и организации строительства магистральных трубопроводов в условиях вечной мерзлоты // Тр. ин-та / ВНИИСТ. М, 1989. - С. 9-17.

41. Гаспарянц Р.С. Аттестация строительно-монтажных организаций в Ассоциации «Стройтрансгаз» // Обеспечение качества строительства газотранспортных систем. Сб. тр. междунар. семинара. — М.: Стройтрансгаз, 1997.

42. Гаспарянц Р.С., Савченко JI.E. Сколько начальства требуется. Потенциал № 1.-М.: Стройтрансгаз, 1998.

43. Гаспарянц Р.С., Митрохин М.Ю. Формирование программы развития и совершенствования трубопроводного транспорта в нефтяных компаниях // Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1998. - № 7-8. - С. 27-29.

44. Гаспарянц Р.С., Киселев В.А., Исмагилов P.M. Проектирование оптимального обеспечения материальными ресурсами строительно-монтажной организации // Строительство трубопроводов. — М.: Недра, 1984. № 2.

45. Гаспарянц Р.С. Об одной задаче обеспечения материальными ресурсами строительной организации // Организация и управление строительством линейной части магистральных трубопроводов: Сб. научн. тр. / ВНИ-ИСТ.-М., 1985.-С. 51-56.

46. Гаспарянц Р.С. Оптимизация обеспечения строительства трубопроводов материальными ресурсами // Организация и управление строительством линейной части магистральных трубопроводов: Сб. научн. тр. / ВНИ-ИСТ.-М., 1985.-С. 57-64.

47. Гаспарянц Р.С., Грищенков А.И. Коррозия системы // Энергия Востока. М.: Издательский дом «Энергия Востока», 2001. — № 3.

48. Гаспарянц Р.С., Горелов А.С. Индустриальная технология строительства промысловых трубопроводов ГНКМ Заполярное // Строительная ассамблея международного конгресса CITOGIC-2000: Сб. — М.: Информэлек-тро, 2001.

49. Гаспарянц Р.С. Возможна ли гармонизация стандартов // Энергия , Востока. М.: Издательский дом «Энергия Востока», 2002. - № 2 (5). -С. 51-52.

50. Гаспарянц Р.С. Нормативно-техническое обеспечение инвестиционных проектов, реализуемых на основе СРП // Энергия Востока. М.: Издательский дом «Энергия Востока», 2002. - № 4.

51. Гаспарянц Р.С., Калинин В.В., Черекчиди Э.И. и др. Анализ риска в системе технического регулирования // Трубопроводный транспорт нефти. — М., 2005.-№5.-С. 2-5.

52. Гаспарянц Р.С. Нормативно-техническое обеспечение и основные технические решения нефтепровода ВСТО // Трубопроводный транспорт (теория и практика). М.: ВНИИСТ, 2005. - № 2. - С. 6-13.

53. Гаспарянц Р.С., Пашуков Ю.Н., Чуркин Г.Ю., Головин С.В. Не догма, но правила игры // Нефть и Капитал. М., 2006. — № 4.

54. Гаспарянц Р.С. Некоторые особенности проектирования и строительства нефтепровода Восточная Сибирь Тихий океан // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер, научн.-практ. конф. 24 октября 2007 г. - Уфа, 2007. - С. 86-87.

55. Гаспарянц Р.С. Расчет на прочность и долговечность труб и сварных соединений с дефектами // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер, научн.-практ. конф. 24 октября 2007 г. — Уфа, 2007.-С. 105-106.

56. Гаспарянц Р.С. Организационно-технологическая система обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов. — СПб.: ООО «Недра», 2007. 232 с.

57. Гидравлические испытания действующих нефтепроводов / Р.С. Зайнуллин, А.Г. Гумеров, Е.М. Морозов и др. М.: Недра, 1990. -224 с.

58. Глущенко П.В. Техническая диагностика: Моделирование в диагностировании и прогнозировании состояния технических объектов. — М.: Вузовская книга, 2004. — 248 с.

59. Гмошинский В.Г., Флиорент Г.И. Теоретические основы инженерного прогнозирования. М.: Наука, 1973. — 302 с.

60. Гнеденко Б.В. и др. Математические методы в теории надежности / Б.В. Гнеденко, Ю.К. Беляев, А.Д. Соловьев. М.: Наука, 1965. -524 с.

61. ГОСТ Р 12.3.047-98. Пожарная безопасность технологических процессов. — М.: Изд-во стандартов, 1998. 85 с.

62. ГОСТ Р 22.0.05-94. Техногенные чрезвычайные ситуации. М.: Изд-во стандартов, 1995. - 12 с.

63. ГОСТ 17.4.3.06-86. Охрана природы. Почвы. Общие требования к классификации почв по влиянию на них химических загрязняющих веществ. М.: Изд-во стандартов. — 5 с.

64. ГОСТ 27.002-33-М. Надежность в технике. Термины и определения. -М.: Изд-во стандартов, 1983. 30 с.

65. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. М.: Изд-во стандартов, 1998. - 42 с.

66. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения. — М.: Изд-во стандартов, 1990. 38 с.

67. ГОСТ 12080-66. Концы валов конические. Основные размеры. Допускаемые крутящие моменты (с изм. № 3 ГОСТ 12080-66). — М.: Изд-во стандартов. 13 с.

68. ГОСТ 12081-72. Концы валов конические с конусностью 1:10. Основные размеры. Допускаемые крутящие моменты (с изм. № 3 ГОСТ 1208172). М.: Изд-во стандартов, 1988. - 10 с.

69. ГОСТ 3345-76. Кабели, провода и шнуры. Метод определения электрического сопротивления изоляции (с изм. № 1 ГОСТ 3345-76, с изм. № 2 ГОСТ 3345-76). М.: Изд-во стандартов, 1976. - 6 с.

70. ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия (с изм. № 1 11-2005). - М.: Изд-во стандартов, 2002. - 8 с.

71. Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Григорьева Н.В., Павлова З.Х., Гаспарянц Р.С. Оптимальное размещение запорной арматуры на линейной части магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов // НТЖ «Нефтяное хозяйство». М., 2007. - № 6. - С. 91-93.

72. Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Росляков А.В. Разработка методов повышения ресурса длительно эксплуатирующихся нефтепроводов / Обзорн. информ. Серия «Транспорт и хранение нефти». М.: ВНИИОЭНГ, 1991. -84 с.

73. Гумеров К.М., Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Суханов В.Д., Ишмуратов Р.Г. Оценка технического состояния элементов магистральных нефтепроводов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. Уфа, 1996. - С. 10-22.

74. Гумеров А.Г. и др. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций / А.Г. Гумеров, Р.С. Гумеров, A.M. Акбердин. — М.: Недра, 2001.-475 с.

75. Гумеров А.Г. и др. Безопасность длительно эксплуатируемых магистральных трубопроводов / А.Г. Гумеров, Р.С. Гумеров, К.М. Гумеров. М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2003. - 310 с.

76. Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Гаспарянц Р.С., Караманов В.А. Анализ самотечного опорожнения нефте- и нефтепродуктопроводов при аварийном разрыве труб // Трубопроводный транспорт (теория и практика). — М.: ЗАО «РИЦ-ВНИИСТ», 2006. № 3. - С. 89-93.

77. Гумеров А.Г. и др. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций / А.Г. Гумеров, Р.С. Гумеров, A.M. Акбердин. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 475 с.

78. Дефектность труб нефтепроводов и методы их ремонта / А.Г. Гумеров, К.М. Ямалеев, Р.С. Гумеров, Х.А. Азметов М.: Недра, 1998. -240 с.

79. Екобори Т. Физика и механика разрушения и прочности твердых тел: Пер. с англ. М.: Металлургия, 1971. - 263 с.

80. Завойчинский Б.М. Долговечность магистральных и технологических трубопроводов: Теория, методы расчета, проектирование. М.: Недра, 1992.-271 с.

81. Зайнуллин Р.С. Механика катастроф. Обеспечение работоспособности оборудования в условиях механохимической повреждаемости. М.: МИБСТС, 1997.-426 с.

82. Зайнуллин Р.С., Гумеров А.Г. Повышение ресурса нефтепроводов. М.: Недра, 2000. - 494 с.

83. Зиневич А. М. Развитие научных основ надежности трубопроводов // Строительство трубопроводов. — 1992. — № 2. — С. 15—18.

84. Злочевский А.Б. Экспериментальные методы в строительной механике. М.: Стройиздат, 1983. - 192 с.

85. Иванцов О.М. Пути повышения надежности трубопроводного транспорта // Строительство трубопроводов. — 1994. — № 6. — С. 8—11.

86. Иванцов О.М. Надежность строительных конструкций магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1985. - 233 с.

87. Иванцов О.М., Харитонов В.И. Надежность магистральных трубопроводов. -М.: Недра, 1978. 166 с.

88. Иванов Е.А., Дадонов Ю.А. и др. О техническом состоянии магистрального трубопроводного транспорта в России // Безопасность труда в промышленности. 2000. - № 9. - С. 34-37.

89. Инструкция по применению современных сварочных материалов и оборудования при капитальном ремонте магистральных нефтепроводов. Утв. АК «Транснефть» 3.04.98 / С.В. Головин, Н.Г. Блехерова, А.П. Ладыжанский и др. М.: ВНИИСТ, 1998. - 131 с.

90. Инструкция по межобъектной этапной специализации работ при сооружении линейной части магистральных трубопроводов: ВСН 197-86. М.: ВНИИСТ, 1986.

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

92. Камерштейн А.Г. и др. Расчет трубопроводов на прочность: Справочная книга / А.Г. Камерштейн, В.В. Рождественский, М.Н. Ручинский. -М.: Недра, 1969.-440 с.

93. Капитальный ремонт подземных нефтепроводов / А.Г. Гумеров, А.Г. Зубаиров, М.Г. Векштейн и др. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. -525 с.

94. Карпенко М.П., Хуснутдинов М.Х., Бортаковский B.C., Гаспарянц Р.С. Методика определения трудоемкости управления строительным производством // Строительство трубопроводов. — 1992. № 2. - С. 27-28.

95. Классификация дефектов и методы ремонта дефектов и дефектных секций действующих магистральных нефтепроводов: РД-23.040.00-КТН-090-07 / Ю.В. Лисин, С.Н. Чужинов, Р.С. Гаспарянц, Е.С. Васин, В.В. Аладинский, В.О. Маханев и др. М., 2007. - 99 с.

96. Клейн Г.К. Расчет подземных трубопроводов. М.: Недра, 1969.156 с.

97. Когаев В.П. и др. Расчеты деталей машин и конструкций на прочность и долговечность / В.П. Когаев, Н.А. Махутов, А.П. Гусенков. — М.: Машиностроение, 1985. 250 с.

98. Когаев В.П. Расчеты на прочность при напряжениях, переменных во времени. М.: Машиностроение, 1993. — 364 с.

99. Колпаков Л.Г. Центробежные насосы магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 1985. - 184 с.

100. Копелиович В.И., Гаспарянц Р.С. Управление запасами материалов в системе материально-технического снабжения главка // Строительство трубопроводов. М.: Недра, 1983. - № 12. - С. 22-23.

101. Мазур И.И. и др. Конструктивная надежность и экологическая безопасность трубопроводов / И.И. Мазур, О.М. Иванцов, О.И. Молдованов. М.: Недра, 1990. - 264 с.

102. Малинин Н.Н. Прикладная теория пластичности и ползучести. — М.: Машиностроение, 1975. 400 с.

103. Маслов JI.C., Росляков А.В. Исследование долговечности магистральных нефтепроводов. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - № 4. - 59 с.

104. Мастрюков Б.С. Безопасность в чрезвычайных ситуациях. — М.: Академия, 2004. 336 с.

105. Махутов Н.А. Деформационные критерии разрушения и расчет элементов конструкций на прочность. М.: Машиностроение, 1981. — 272 с.

106. Махутов Н.А., Гусейнов А.П. Расчеты деталей машин и конструкций на прочность и долговечность. — М.: Машиностроение, 1985. 224 с.

107. Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов: РД 153-39.4-067-04* / Лисин Ю.В., Васин Е.С., Гаспарянц Р.С. и др. М., 2004. - 75 с.

108. Методика по выбору параметров труб и поверочного расчета линейной части магистральных нефтепроводов: РД 39-0147103-361-86. — Уфа, 1987.-38 с.

109. Методики определения максимального разрешенного давления трубопроводов с учетом дефектности металла / Р.С. Зайнуллин, С.Н. Мокроусов, А.Г. Вахитов и др. М.: Недра, 2003. - 54 с.

110. Методика оценки статической прочности и циклической долговечности магистральных нефтепроводов / А.Г. Гумеров, Р.С. Гумеров, К.М. Гумеров, К.М. Ямалеев и др. Уфа, 1990. - 88 с.

111. Методика оценки работоспособности труб линейной части нефтепроводов на основе диагностической информации: РД 39-00147105-001-91 / А.Г. Гумеров, Р.С. Зайнуллин, Р.С. Гумеров и др. — Уфа, 1992. — 141 с.

112. Методика расчета на прочность и долговечность сварных стыков с дефектами / Ю.В. Лисин, Р.С. Гаспарянц, Н.А. Махутов, Н.П. Лякишев, Е.С. Васин и др. М., 2005. - 53 с.

113. Методика расчета на прочность и долговечность труб с дефектами геометрии типа «вмятина», «гофр», «сужение» / Ю.В. Лисин, Р.С. Гаспарянц, Н.А. Махутов, Н.П. Лякишев, Е.С. Васин и др. М., 2005. - 52 с.

114. Методика расчета на прочность и долговечность труб с механическими повреждениями типа «риска» / Ю.В. Лисин, Р.С. Гаспарянц, Н.А. Махутов, Н.П. Лякишев, Е.С. Васин и др. М., 2005. - 52 с.

115. Методика расчета на прочность и долговечность труб с коррозионными дефектами потери металла / Ю.В. Лисин, Р.С.Гаспарянц, Н.А. Махутов, Н.П. Лякишев, Е.С. Васин и др. М., 2005. - 42 с.

116. Методика проведения факторного анализа коррозионных повреждений магистральных нефтепроводов по данным внутритрубной диагностики и выработки рекомендаций по их предотвращению. М.: ОАО ВНИИСТ, 2005.-58 с.

117. Методические рекомендации по выполнению вероятностного анализа безопасности (ВАБ) объектов МН. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2006. - 130 с.

118. Методика определения коэффициента интенсивности напряжения и трещиностойкости труб. Утв. Главтранснефтью 3.11.88 / Р.С. Зайнуллин, К.М. Гумеров, Р.Г. Ишмуратов Уфа:, 1988. - 19 с.

119. Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах. Утв. Минтопэнерго / А.Г. Гумеров, Р.С. Гумеров, Х.А. Азметов, Р.Х. Идрисов и др. М., 1996. - 68 с.

120. Методика оптимального размещения арматуры на магистральных нефтепродуктопроводах / К.Е. Ращепкин, Э.М. Ясин, А.Г. Гумеров, Б.В. Самойлов, Л.Г. Арсланова, Х.А. Азметов. — Уфа, 1972. 42 с.

121. Методика определения показателей надежности магистрального нефтепровода: РД-39-1-62-78. Уфа, 1978. - 50 с.

122. Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах. — М.: Государственное предприятие НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России, 2000. 92 с.

123. МР-125-02-95: Правила составления расчетных схем и определение параметров нагруженности элементов конструкций с выявленными дефектами / НПО ЦНИИТМАШ. М., 1995. - 53 с.

124. Методика определения опасности повреждений стенки труб магистральных нефтепроводов по данным обследования внутритрубными дефектоскопами. М.: АК «Транснефть», 1997. - 26 с.

125. Методика оценки работоспособности и проведения аттестации магистральных нефтепроводов: РД-16.01-60.30.00-КТН-071-1-05 / Р.С. Гаспарянц, Ю.В. Лисин, Н.П. Лякишев, Н.А. Махутов и др. М., 2005. - 58 с.

126. Методика оценки технического состояния, аттестации технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС и прогнозирования безопасного срока их эксплуатации: РД 153-39.4Р-145-03 / В.В. Калинин, Ю.В. Лисин, A.M. Демин и др. М., 2003. - 87 с.

127. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России. Утв. постановлением Госгортехнадзора России от 17.11.95. № 57.

128. Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами, их ранжированиюпо степени опасности и определению остаточного ресурса: ВРД 39-1.10-004-99. ОАО «Газпром». М., 2000.

129. Методика диагностики и аттестации технологических нефтепроводов НПС: РД 16.01-60.30.00-КТН-085-1-05 / Ю.В. Лисин, Р.С. Гаспарянц и др.-М., 2005.-79 с.

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

131. Миланчев B.C. Оценка работоспособности труб при наличии концентраторов напряжений // Строительство трубопроводов. — 1984. -№ 1. С. 23-25.

132. Молдаванов О.И. и др. Производственный контроль в трубопроводном строительстве: Справочное пособие / О.И. Молдаванов, В.И. Орехов, В.Н. Шишов. М.: Недра, 1986. - 280 с.

133. Морозов Е.М. Техническая механика разрушения. -Уфа, 1997.-389 с.

134. Морозов Е.М. и др. Механика развития трещин в деталях' конструкций при испытаниях и эксплуатации / Е.М. Морозов, Р.С. Зайнуллин, Р.Г. Шарафиев. Уфа: УГНТУ, 1996. - 88 с.

135. Мороз А.А. Методы оценки и прогнозирования состояния линейной части нефтепроводов на базе внутритрубной диагностики. — СПб.: Недра, 2002. 146 с.

136. Навроцкий Д.И. Расчет сварных соединений с учетом концентрации напряжений. Л.: Машиностроение, 1968. - 170 с.

137. Надежность магистральных нефтепроводов / В.Л. Березин, Э.М. Ясин, В.В. Постников, Г.П. Жигулев М.: ВНИИОЭНГ, 1971. - 80 с.

138. Насосы нефтяные магистральные и агрегаты электронасосные на их основе. Общие технические требования: ОТТ 75.180.00-КТН-271-06. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2006.

139. Нефтепроводы магистральные. Определение прочности и долговечности труб и сварных соединений с дефектами: ОСТ 23.040-00-КТН-574-06. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2006.

140. Нормативные документы. Общие требования к построению, изложению, оформлению и обозначению: ОМД 1.1-02-2005. М.: Изд-во стандартов, 2005.

141. Оценка трещиностойкости газонефтепроводных труб / Е.М. Морозов, Р.С. Зайнуллин, Ю.И. Пашков, Р.С. Гумеров и др. М.: МИБ СТС, 1997.-75 с.

142. Общие требования к построению, изложению, оформлению и обозначению: ОМД-1.2-01-2005. Изд. с изм. № 1. М.: ОАО ВНИИСТ, 2007. -73 с.

143. Общие технические требования на нефтепроводные трубы большого диаметра: ОТТ 08.00.60.30.00-КТН-013-1-04. М.: ОАО «АК «Транснефть».

144. Общие технические требования. Магистральный нефтепровод. Соединительные детали: ОТТ 08.00.60.30.00-КТН-036-1-05. М.: ОАО «АК «Транснефть».

145. Партон В.З., Морозов Е.М. Механика упругопластического разрушения. М.: Наука, 1985. - 504 с.

146. Пат. 2176758 РФ, МПК F16L1/028. Способ укладки предварительно забалластированного трубопровода на обводненных участках / Н.А. Гнатусь, Е.А. Аникин, Р.С. Гаспарянц и др. (РФ) 2000119403/06; Заявлено 21.07.2000; Опубл. 10.12.2001. - 4 с.

147. Петров И.П., Спиридонов В.В. Наземная прокладка трубопроводов. М.: Недра, 1965. - 447 с.

148. Пирогов А.Г. Оценка предельных параметров коррозионных повреждений трубопроводов // Безопасность сосудов и трубопроводов. М.: Недра, 2003. - С. 53-54.

149. Положение по техническому регулированию в системе магистрального нефтепроводного транспорта ОАО «АК «Транснефть»: OP 14.00-74.20.40-КТН-003-1-03.

150. Порядок разработки и обращения нормативных документов: ОМД 1.2-01-2005. Изд. с изм. № 1. М.: Изд-во стандартов, 2007.

151. Постановление Правительства Российской Федерации от 21 августа 2000 г. № 613 «О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти».

152. Постановление Правительства Российской Федерации от 15 апреля 2002 г. № 240 «О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации».

153. Пластичность и разрушение / Под ред. B.JI. Колмагорова. — М.: Металлургия, 1977. 336 с.

154. Плювинаж Г. Механика упругопластического разрушения. М.: Мир, 1993.-450 с.

155. Правила безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 1989. - 112 с.

156. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов: РД 153-39.4-056-00. Утв. Министерством энергетики РФ 14.08.2000 г. Согласованы с Госгортехнадзором РФ 21.07.2000 г. / А.Г. Гумеров, Р.С. Гу-меров, Х.А. Азметов и др. М., 2001. - 194 с.

157. Правила технической диагностики резервуаров / Ю.В. Лисин, Р.С. Гаспарянц, Г.А. Гиллер, Р.В. Васильев и др. М., 2005. - 106 с.

158. Правила технической диагностики нефтепроводов при приемке после строительства и в процессе эксплуатации: РД 16.01-60.30.00-КТН-068-1-05.

159. Правила капитального ремонта подземных трубопроводов. Утв. Главным производств, управл. по транспортир, и поставкам нефти

160. Министерства нефт. и газ. пром-сти СССР 10.01.1992 г / А.Г. Гумеров, Р.С. Гумеров, Х.А. Азметов, Ф.Г. Хайруллин и др. Уфа, 1992. - 210 с.

161. Правила ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах: РД 153-39.4-114-01. Утв. ОАО «АК «Транснефть» 9.12.2001 г., согласованы Госгортехнадзором РФ 26.12.2001 г. /

162. A.Г. Гумеров, Р.С. Гумеров, Х.А. Азметов и др. Уфа, 2001. - 144 с.

163. Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов. Утв. Российской государственной нефтегазовой корпорацией «Роснефтегаз» 6.06.92 г. -М.: Корпорация «Роснефтегаз», 1992. 68 с.

164. Прочность. Устойчивость. Колебания: Справочник: В 3-х т. / Под ред. И.А. Биргера и Я.Г. Пановко. М.: Машиностроение, 1968. — Т. I — 312 с.

165. Проектирование, эксплуатация и ремонт нефтепродуктопроводов /

166. B.C. Яблонский, В.Ф. Новоселов, В.Б. Галеев, Г.З. Закиров М.: Недра, 1965. -410 с.

167. Промысловые трубопроводы и оборудование / Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, А.Г. Гумеров и др. М.: Недра, 2004. - 662 с.

168. Пугачев B.C. Теория вероятностей и математическая статистика. — М.: Наука, 1979.-496 с.

169. Расчет предельного состояния газопроводных труб с дефектами / Р.С. Зайнуллин, А.С. Надршин, Р.Х. Хажиев и др. М.: Недра, 2002. - 90 с.

170. Расчеты деталей машин и конструкций на прочность и долговечность: Справочник / В.П. Когаев и др. М.: Машиностроение, 1985. - 224 с.

171. Регламент по очистке и испытанию нефтепроводов на прочность и герметичность после завершения строительно-монтажных работ (с изм. № 1 от 22.12.2005 г., изм. № 2 от 29.12.2005 г.): ОР 16.01.60.30.00-КТН-012-1-04. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2004.

172. Регламент формирования плана ПИР, выдачи заданий на проектирование, разработки и экспертизы и капитального ремонта объектов ОАО

173. АК «Транснефть» (изм. № 1 от 03.02.2006, изм. № 2 от 30.11. 2006): ОР 20.02-74.20.11-КТН-009-1-05.

174. Рекомендации по предварительному испытанию крановых узлов запорной арматуры в период ведения основных работ: Р 573-85. М.: ВНИ-ИСТ, 1985.

175. Рекомендации по техническому оснащению колонны по сооружению и содержанию зимних дорог при строительстве магистральных трубопроводов на вечной мерзлоте: Р 615-87. М.: ВНИИСТ, 1987.

176. Рекомендации по техническому оснащению технологического потока для строительства магистральных трубопроводов диаметром 1420 мм в районах распространения вечномерзлых грунтов: Р 612-87. — М.: ВНИИСТ, 1989.

177. Ржаницын А.Р. Теория расчета строительных конструкций на надежность. М.: Стройиздат, 1978. — 240 с.

178. Руководство по организации управления производственными запасами материальных ресурсов на строительстве магистральных трубопроводов: Р 413-81. М.: ВНИИСТ, 1981.

179. Руководство по системе управления запасами труб в строительно-монтажных организациях Миннефтегазстроя: Р 444-81. М.: ВНИИСТ, 1982.

180. Серенсен С.В. и др. Несущая способность и расчеты деталей машин на прочность: Справочное пособие / С.В. Серенсен, В.П. Когаев, P.M. Шнейдерович. М.: Машиностроение, 1975. - 488 с.

181. Сварка трубопроводов / Ф.М. Мустафин, Н.Г. Блехерова и др. -М.: Недра, 2002. 350 с.

182. СНиП 2.01.07-85*. Нагрузки и воздействия. М., 1986 . - 35 с.

183. СНиП Ш-42-80*. Магистральные трубопроводы / Минстрой России. М.: ГУП ЦПП, 1997. - 74 с.

184. СНиП 2.04.12-86*. Расчет на прочность стальных трубопроводов. -М., 1986.-29 с.

185. СНиП 2.02.01-83 . Основания зданий и сооружений. — М.: ГУЛ ЦПП, 2002. 42 с.

186. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России. М.: ГУП ЦПП, 2002. - 60 с.

187. Сооружение и ремонт газонефтепроводов / B.JI. Березин, Н.В. Боб-рицкий, П.П. Бородавкин и др. М.: Недра, 1972. - 352 с.

188. Старение труб нефтепроводов / А.Г. Гумеров, Р.С. Зайнуллин, К.М. Ямалеев, А.В. Росляков М.: Недра, 1995. - 222 с.

189. Стеклов О.И. Прочность сварных конструкций в агрессивных средах. М.: Машиностроение, 1976. - 200 с.

190. Стрелецкий Н.С. К вопросу развития методики расчета по предельным состояниям. М.: Стройиздат, 1971. - 189 с.

191. Строительство магистральных трубопроводов: Справочник / В.Г. Чирсков и др. М.: Недра, 1991. - 474 с.

192. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов в условиях вечной мерзлоты: ВСН 013-88. Миннефтегазстрой. М.: ВНИИСТ, f 1989.

193. Табель технического оснащения служб капитального ремонта магистральных нефтепроводов: РД 39-00147105-011-97. Утв. АК «Транснефть» 30.10.97 г. / А.Г. Гумеров, Р.С. Гумеров, Х.А. Азметов, Р.Г. Хамматов и др. -Уфа, 1997.-41 с.

194. Таран В.Д. Сооружение магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1964.-544 с.

195. Телегин Л.Г. и др. Сооружение газонефтепроводов / Л.Г. Телегин, Б.Н. Куренин, Н.В. Березина. М.: Недра, 1984. - 304 с.

196. Телегин Л.Г. и др. Охрана окружающей среды при сооружении и эксплуатации газонефтепроводов / Л.Г. Телегин, Б.И. Ким, В.И. Зоненко. М.: Недра, 1988. - 188 с.

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

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

199. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов. / Л.И. Быков, Ф.М. Мустафин, С.К. Рафиков и др. СПб.: Недра, 2006. - 824 с.

200. Типовые решения по выбору конструкций криволинейных участков подземных нефтепроводов. М.: ОАО ВНИИСТ, 2007. - 406 с.

201. Тутнов И.А. Подходы к определению срока безопасной эксплуатации магистральных трубопроводов // Трубопроводный транспорт нефти. — 1997.-№ 11.-С. 9-15.

202. Феодосьев В.И. Сопротивление материалов. М.: Наука, 1970.544 с.

203. Филоненко-Бородич М.М. и др. Курс сопротивления материалов / М.М. Филоненко-Бородич, С.М. Изюмов, Б.А. Олисов и др. М.: Гос. изд-во технико-теоретической литературы, 1955. — Ч. I. — 644 с.

204. Филоненко-Бородич М.М. и др. Курс сопротивления материалов / М.М. Филоненко-Бородич, С.М. Изюмов, Б.А. Олисов и др. М.: Гос. изд-во технико-теоретической литературы, 1956. — Ч. II. — 540 с.

205. Фокин М.Ф., Трубицын В.А., Никитина Е.А. Оценка эксплуатационной долговечности магистральных нефтепроводов в зоне дефектов / Обзорн. информ. «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М.: ВНИИОЭНГ, 1986.-Вып. 5.-50 с.

206. Фокин М.Ф., Никитина Е.А., Трубицын В.А. Оценка работоспособности нефтепроводов с локальными поверхностными дефектами // Нефтяная промышленность. Экспресс-информация. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. - Вып. 8. - С.1-5.

207. Фокин М.Ф., Трубицын В.А., Черняев К.В., Васин Е.С. Экспериментальное исследование с целью определения остаточного ресурса труб с дефектами геометрии // Трубопроводный транспорт нефти. 1996. — № 4. — С. 13-16.

208. Харитонов B.JI. Оценка надежности и экономического риска в трубопроводных системах // Газовая промышленность. — 1997. — № 2. — С. 13-16.

209. Харионовский В.В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов. М.: Недра, 2000. - 486 с.

210. Черняев К.В., Васин Е.С. Применение прочностных расчетов для оценки внутритрубной дефектоскопии технического состояния магистральных нефтепроводов с дефектами // Трубопроводный транспорт нефти. — 1996. № 1. — С. 11-15.

211. Черняев К.В., Васин Е.С., Трубицын В.А., Фокин М.Ф. Оценка прочности труб с вмятинами по данным внутритрубных профилемеров // Трубопроводный транспорт нефти. — 1996. № 4. — С. 8-12.

212. Черняев К.В., Нашубский В.А. Научно-методологические направления решения проблемы повышения надежности и безопасности трубопроводного транспорта // Трубопроводный транспорт нефти. 1994. — № 2. — С. 5-6.

213. Черняев К.В. Оценка прочности и остаточного ресурса магистраль--ного нефтепровода с дефектами, обнаруживаемыми внутритрубными инспекционными снарядами // Трубопроводный транспорт нефти. 1995. — № 2. -С. 21-31.

214. Черняев К.В. Роль и задачи диагностики нефтепроводов России // Газовая промышленность. 1995. - № 8. - С. 41-43.

215. Шакиров P.M., Карпенко М.П., Гаспарянц Р.С. Межобъектные потоки // Научно-технический обзор. Серия «Строительство предприятий нефтяной и газовой промышленности». — М.: Информнефтегазстрой, 1986. — №2.

216. Шакиров P.M., Сагателян Р.Т., Гаспарянц Р.С. Перспективы применения пенополимерных материалов в трубопроводном строительстве // Строительство трубопроводов. М.: Недра, 1990. - № 7. - С. 39-41.

217. Шахматов М.В., Ерофеев В.В., Гумеров К.М. и др. Оценка допустимой дефектности нефтепроводов с учетом их реальной нагруженности // Строительство трубопроводов. 1991. -№12. - С. 37-41.

218. Шумайлов А.С. и др. Диагностика магистральных трубопроводов / А.С. Шумайлов, А.Г. Гумеров, О.И. Молдованов. М.: Недра, 1992. - 251 с.

219. Ямалеев К.М., Гумеров Р.С. Термический способ восстановления ресурсов пластичности металла труб нефтепроводов // Диагностика, надежность, техническое обслуживание и ремонт нефтепроводов: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. Уфа, 1990. - С. 27-33.

220. Ямалеев К.М. Влияние изменения физико-механических свойств металла труб на долговечность нефтепроводов // Нефтяное хозяйство. 1985. - № 9. - С. 50-53.

221. Ямалеев К.М., Гумеров Р.С. О классификации дефектов труб с позиции диагностики магистральных нефтепроводов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. Уфа, 1995.-С. 55-59.

222. Ямалеев К.М. Деформационное старение металла труб в процессе эксплуатации нефтепроводов // Актуальные вопросы технической эксплуатации магистральных нефтепроводов: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. Уфа, 1989.-С. 131-136.

223. Ясин Э.М. и др. Надежность магистральных трубопроводов / Э.М. Ясин, B.JI. Березин, К.Е. Ращепкин. М.: Недра, 1972. - 184 с.

224. ASME B31G-1991. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines //A Supplement to ASME B31. Code for Pressure Piping. The American Society of Mechanical Engineers. — New York, USA, 1991.

225. BS 7910. Guide on Methods for Assessing the Acceptability of Flaws in Fusion Welded Structures / British Standards Institution. London, UK, 1999.

226. Corroded Pipelines: Recommended Practice RP-F101. DNV, 1999.

227. Chen Yong, Chen Q.F., Frolova N., Larionov V., Nikolaev A. et al. Decision support tool for complex risk and loss assessment // Proc. Of the International Workshop on Disaster Reduction. Reston, USA, 2001. - CD, 11 p.

228. Cosham A., Hopkins Ph. The Pipeline Defect Assessment Manual // Proc. of International Pipeline Conference. IPC02-27067. 29 September 3 October 2002, - Calgary, Alberta, Canada. - 17 p.

229. Cosham A., Kirkwood M. Best Practice in Pipeline Defect Assessment // Proc. of International Pipeline Conference IPCOO-0205. Calgary, Canada.

230. Cosham A., Hopkins Ph. A New Industry Document Detailing Best Practices in Pipeline Defect Assessment // Proc. of International Onshore Pipeline Conference. December 2001. Amsterdam, The Netherlands/

231. Fitness-For-Service / API Recommended Practice 579. First Edition. American Petroleum Institute, 2000.

232. Grady Т.О., Hisey D. Pressure Calculation for Corroded Pipe developed // Oiland J. 1993. - Vol. 91 - No 42. - P. 84-89.

233. Kiefher J., Vieth P. A Modified Criterion for Evaluating the Strength of Corroded Pipe // Final Report for Project PR 3-805 to the Pipeline Supervisory Committee of the American Gas Association. Battelle, Ohio. 1989.

234. Kihara H., Oba., Susei S. Precautions for avoidance of fracture of pressure vessels // Institution of Mechanic Engineers. 1971. - v.c 52/71. -P. 183-189.

235. Leis В., Ghadiali N. Pipe Axial Flaw Failure Criteria // PAFFC. Version 1.0. Users Manual and Software.Topical Report to A.G.A. NG-18, Catalog No. L51720.- 1994.

236. Mazanes K., Sejnoha R. Zelayod Fracture in Martensite. // Trans. ASME. 1965. - V. 233. - No 2. - P. 1602-1608.

237. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines // ANSI/ASME B31G. 1984. - The American Society of Mechanical Enegineers.

238. Мак D.R.B. Behavior of Line Pipe with Long External Corrosion // Material Perfomance. 1990. - No 5. - P. 29.

239. Wilson M.B. The significance of human factors in the prevention of oil spills. Prevention, Response, and Oversight Five Years after the Exxon Valdez Oil Spill, 93-100. Alaska Sea Grant Report, 1994, 1995. AK-SG 95-02.err- 7SrSJ60MO -Х7У-2М-06

240. ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ» ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

241. УТВЕРЖДАЮ президент Транснефть»1. В. Калинин2006 г.

242. Трубопроводная система «Восточная Сибирь Тихий океан» (ВСТО). Первый пусковой комплекс

243. ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ N9 11. Москва 20061. PI-tfM- WO- W-ol-3-J-cs

244. ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ» ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»1. СОГЛАСОВАНО

245. ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ письмо № АА-48/2ЮООот « 22 » ОЭ2005 г.е-президепт лТранснефть»1. В. В. Калинин2005 г.м.ц.

246. РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ ПОДВОДНЫЕ ПЕРЕХОДЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ. ВЫБОРОЧНЫЙ РЕМОНТ ДЕФЕКТОВ. ТИПОВЫЕ ПРОЕКТНЫЕ РЕШЕНИЯ.1. ОТ ИСПОЛНИТЕЛЯ

247. Первый вице-президент ОАО ВНИИСТ1. Р.С. Гаспарянц 2005 г.1. СОГЛАСОВАНО1. СОГЛАСОВАНО1. TWn.^r/.irrrtt дттрситпр1. OAOjiJjyn «Стройнсфть»1. Н.Г. Крупский 2005 г.

248. Вице-президент ОАО/(ГАК «Транснефтъ»1. Ю.В. Лнсин № 2005г.

249. Вице-президент ОАО «АК «Транснефть»1. М» Ю2005г.

250. Начальник отдела магистральных нефтепроводов и нефтебаз ОАО «АК «Транснефть»1. А.М. Демин2005 г.1. Москва 2005г.

Информация о работе

Гаспарянц, Рубен Саргисович
доктора технических наук
Москва, 2008
ВАК 25.00.19

Диссертация

Организационно-технологическая система обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы