Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Оценка прочности промысловых и технологических трубопроводов морских нефтегазовых сооружений

ВАК РФ 25.00.18, Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Оценка прочности промысловых и технологических трубопроводов морских нефтегазовых сооружений"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М.ГУБКИНА

УДК 622.692.4.0.1:539.4

На правах рукописи

УШИН Николай Васильевич

ОЦЕНКА ПРОЧНОСТИ ПРОМЫСЛОВЫХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ СООРУЖЕНИЙ

Специальность 25.00.18 - Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых (технические науки)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2005

>

Работа выполнена на кафедре автоматизации проектирования сооружений нефтяной и газовой промышленности Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Научный руководитель: доктор технических наук, доцент Литвин Игорь Евгеньевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Короленок Анатолий Михайлович

кандидат технических наук Грудницкий Геннадий Васильевич

Ведущее предприятие: ДОАО «Оргэнергогаз» ОАО «Газпром»

Защита состоится 29 июня 2005г. в « ^» часов в аудитории 1801 на заседании диссертационного совета Д 212.200.11 в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 119991, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российскою юсударственного университета нефти и газа им. И.М.Губкина.

Автореферат разослан « £1»

мая 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, доцент

И.Е. Литвин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Современный этап развития нефтегазовой отрасли в России характеризуется, с одной стороны, становлением морской отрасли нефтегазодобычи, а с другой - возрастающими требованиями обеспечения надежности транспорта нефти и газа. Самыми важными с точки зрения надежности при эксплуатации морских нефтегазовых сооружений являются технологические трубопроводные системы для объектов добычи углеводородов, нагнетательных установок, распределительных станций и т.п. Так на долю «сухопутных» технологических трубопроводов приходится ~ 50% всех зарегистрированных отказов, несмотря на значительно меньшую их протяженность по сравнению с магистральными трубопроводами. Последнее объясняется сложностью конфигурации технологических трубопроводных систем, жёсткими условиями эксплуатации, затруднениями при проведении обслуживания и ремонта, отсутствием достоверных критериев оценки прочности и т.д. Освоение месторождений Каспия, Балтийского, Азовского и Черного морей, шельфов Сахалина и Охотского моря потребовало пересмотра многих сложившихся представлений об обеспечении прочности и дол 1 овсчносз и морских инженерных сооружений. Основными особенностями эксплуатации морских промысловых и технологических трубопроводов являются:

- высокая коррозия стали трубопроводов морских сооружений, особенно в зонах, смачиваемых морской водой;

- дополнительные динамические нагрузки на системы трубопроводов, обусловленные многочастотными гидродинамическими пульсациями и гидравлическими ударами при сборе и транспорте углеводородов;

- требования полного исключения аварий трубопроводных систем из-за возможного экологического ущерба окружающей среде и огромных затрат на ликвидацию аварии.

Из изложенного следует, что задача оценки прочности морских промысловых и технологических трубопроводов современна и актуальна.

Цели и задачи работы. Основной целью работы является исследование прочности промысловых и технологических трубопроводов для прогнозирования срока их эксплуатации. Поставленная цель достигается путем последовательного решения следующих задач:

- разработки методик математического моделирования для исследования напряженно-деформированного состояния трубопроводов в статической постановке с учетом возможных дефектов в трубе;

- проведения экспериментальных работ по техническому диагностированию технологических трубопроводных систем с целью выявления типовых дефектов в процессе эксплуатации;

- обоснования критерия прочности технологического трубопровода и методики прогнозирования остаточного ресурса эксплуатации конструкции;

- оценки возможности применения труб из перспективных полимерных и композитных материалов;

- разработки программных комплексов исследования акустических колебаний газа или жидкости в трубопроводе и механических колебаний трубы;

- разработки технических мероприятий по подавлению нежелательных динамических эксплуатационных режимов трубопроводов.

Общая методика исследований. Работа является экспериментально-1еорстической. Экспериментальные подходы доминировали при технической диашостике трубопроводов и выборе критериальных оценок прочностной работоспособности. Математическое моделирование базировалось на методе конечных элементов (МКЭ); для критериальных оценок использовались вероятностно-статистические методы теории надежности. На защиту выносятся следующие положения:

- предложенный подход для комплексного диагностического сопровождения промысловых и технологических трубопроводных систем;

- полученный и обоснованный критерий прочности 1ехнологических трубопроводов;

„».ми»,» « ■I!

- критерий «рассогласования» резонансных режимов при динамическом нагружении трубопроводов за счет газогидродинамических процессов рабочего тела и дру>их возмущений;

- установленные закономерности поведения коэффициентов концентрации в дефектах трубопроводных систем из типовых трубных сталей.

Научная новизна. Основными научными результатами, полученными в работ«,

являются:

1. Предложенный экспериментально-теоретический подход для исследования концентрации напряжений в трубопроводных системах с дефектами, основанный на техническом диагностировании трубы прямыми измерениями и последующим конечно-элементном анализе напряжений с обязательным учетом упруго-пластических свойств трубной стали.

2. Впервые установленная универсальная регрессионная модель расчетного нанряжения в вершине коррозионного дефекта в зависимости от базовых геометрических параметров дефекта (глубины, ширины и длины) для имеющегося диапазона типоразмеров трубопроводов. Установленный эффект снижения уровня коэффициентов концентрации напряжений в трубопроводных системах с поверхностными дефектами в 1,2-1,5 раза в случае учета реальных диаграмм деформирования трубной стали.

3. Теоретически обоснованный и экспериментально подтвержденный факт подавления процессов трещинообразования для трубопроводов при применении низколегированных сталей с пределом текучести 380-430 МПа и коэффициентом интенсивности напряжений 60-150 МПа ■ м"г в стандартных условиях.

4. Предложенная вероятностная оценка для рассогласования частот собственных колебаний транспортируемого газа (нефти) и трубы, исходя из нежелательности динамических нагрузок на трубопроводные системы с амплитудой виброскоростей более 10 мм/с.

Практическая значимость работы заключается в решении задач, позволяющих:

- оперативно исследовать концентрацию напряжений в технологическом трубопроводе в выявленных техническим диагностированием дефектах, при отклонениях от проектных параметров трубопроводной обвязки и т.п.;

- оценивав прочность технологических трубопроводов;

- давагь рекомендации по ремонту отдельных элементов трубопроводных обвязок;

- разрабатывать технические мероприятия по повышению работоспособности технологических трубопроводов (снижению уровня действующих нагрузочных факторов, использованию полимерных труб и демпферов, конструктивному оформлению трубопроводной системы и т.п.).

5. Реализация результатов работы. Основные результаты в виде разрабо!анных методических подходов непосредственно внедрены в практику проектирования и эксплуатации технологических трубопроводов сухопутных и морских нефгегазотранспортных сооружений; использованы при разработке отраслевых нормативных документов ОАО «Газпром» (Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. ВРД 39-1.10-006-2000* - М..ИРЦ Газпром, 2002 Положение по технической эксплуатации газораспределительных станций Mai истральных газопроводов. ВРД -39-1.10-069-2002 - М : ИРЦ Газпром, 2003;) внедрены на газораспределительных и компрессорных станциях ООО «Мострансгаз», а также в ОАО «Сахалинморнефтегаз» и на месторождениях Черного моря.

Апробация результатов работы. Отдельные результаты рабош докладывались на международной деловой встрече «Диагностика-2003», научно-к'мшческой конференции «Социально-экономические проблемы развития peí иона», Ижевск, 2002; III Всероссийской конференции «Информация, инновации, инвестиции», Пермь, 2003; XXU Российской школе по проблемам науки и техноло! ии. Миасс, 2003.

Публикации. По теме диссертации выпущена 1 монография в издательстве «Недра», опубликовано 8 научно-технических статей и тезисов конференций, 2 отраслевых руководящих документа.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, 3 глав и выводов. Содержит 102 страницы машинописного текста, включая 8 таблиц и 22 иллюстрации.

Во введении приводится характеристика работы в целом, а также излагается краткое содержание её глав.

В первой главе изложено состояние решаемой проблемы. Отмечено, что кошинешальный шельф России содержит в своих недрах огромные, пока трудно оцениваемые, запасы нефти и газа. Богатейшие шельфовые запасы углеводородного сырья объективно обусловливают интенсивное развитие морской

нефтегазодобывающей отрасли, что и происходит в настоящее время. Поэтому научно-техническая проблема обеспечения прочности и ресурса трубопроводных систем морских нефтегазовых сооружений в силу своей значимости требует разработки новых расчетно-экспериментапьных подходов для исследования рассматриваемых систем. При этом целесообразно максимально использовать накопленные знания по проектированию, строительству и эксплуатации «сухопутных» трубопроводных систем, а также опыт по разработке месторождений Каспийского и Азовского морей.

Самыми сложными, с точки зрения условий эксплуатации и конструктивных особенностей, являются технологические трубопроводы как морских нефтегазовых сооружений, гак и береговых. Несмотря на значительно меньшую протяженность по сравнению с магистральными трубопроводами (более чем на порядок), на технологические трубопроводы приходится более половины всех зарегистрированных отказов, аварийных ситуаций и внеплановых остановок. Анализ статистических данных показывает, что более 75% внеплановых остановок компрессорных цехов на «сухопутных» газовых магистралях связано с технологическими трубопроводами. Последнее объясняется сложностью конструктивного оформления рассматриваемых (рубопроводных систем, тяжелыми условиями эксплуатации (постоянные динамические режимы), отсутствием резервирования данного вида оборудования и

т.п. Существенной особенностью морских сооружений является то, что в трубопроводных системах реализуются различные динамические режимы при транспортировке углеводородов Так, практически все действующие смсчемы сбора углеводородов на морских месторождениях предусматривают использование однотрубной системы. Транспортировка двух и более различных фаз в потоке приводит, как правило, к возникновению пульсаций давления потока, образованию пробок и возникновению гидравлических ударов при их прорыве и т.п., то есть к существенным динамическим нагружениям. С другой стороны, в условиях морской нефтегазодобычи в силу ограниченности размеров платформы сложно использовать известные аппараты (депульсаторы, акустические поглотители и т.п ) для снижения и подавления динамических процессов в трубопроводах Для морских нефтегазовых сооружений требования к надежности еще более ужесточаются в силу недопустимости отказов из-за возможного нанесения экологического ущерба окружающей среде.

Для критериальных оценок прочности промысловых и технологических трубопроводных систем и последующей оценки их ресурса, необходимо прежде всего знать уровень эксплуатационных напряжений и деформаций, развивающихся в трубах Степень достоверности определения картины напряженно-деформированного состояния (НДС), в конечном итоге, устанавливает точность и всех последующих опенок, так как предельные значения характеристик трубных сталей определены нормажвной документацией Кроме того, необходимо назначить оперативную сиаему диагностического обследования технологических трубопроводных сиоем, позволяющую определять в процессе эксплуатации текущее состояние и прогнозировать остаточный ресурс, принимать технические решения по ремонту груб и т.п.

В качестве метода исследования НДС технологических трубопроводов в работе обосновано использование численного метода - метода конечных элементов (МК'З), который получил наибольшее распространение в мировой практике для решения различных задач. Так как исследуемые конструкции представляются собой сложные пространственные трубопроводные обвязки, а решение краевых задач прочное!и

требует задания сложных граничных условий: кинематических, нелинейных с трением (в опорах), физически нелинейных (учет пластичности), динамических возмущений и т.п, то разработка единого универсального программного комплекса вряд ли целесообразна. Потому для решения типовых задач по исследованию НДС технологических трубопроводов использован пакет «АЫЯУЗ» версии 8 0, с помощью которого осуществляется моделирование технологических трубопроводов в стержневой, либо оболочечной постановках задачи с возможностью задания всех внешних силовых факторов (давления, температуры, веса труб), а также нелинейных граничных условий (кинематических, нелинейных опор с трением, динамических возмущений). Оценка НДС в самой общей постановке задачи трубопровода с учетом упруго-пластических свойств трубной стали и наличия различного рода дефектов (коррозионных повреждений, трещины и т.п.), как показано в работе, делает ее исключительно громоздкой. Поэтому предложен подход, заключающийся в том, что на основе решения задачи первого этапа при использовании стержневых или оболочечных элементов для пространственной трубопроводной системы устанавливаются участки, где уровень эксплуатационных напряжений максимален, либо расположены дефектные зоны, установленные в процессе технической диагностики труб. Для детального оперативного анализа таких участков разработана малая специализированная программа ^БУ на основе МКЭ для решения задач теории упругости и пластичности в трехмерной постановке (рис. 1). При этом интересующий фрагмент трубопровода «вырезается» из общей системы, а моделирование осуществляется заданием поля перемещений по результатам расчета ни первом ламе. Подход позволяет практически без допущений детально исследовать учааки, ответственные за прочность всей трубопроводной системы, и установить закономерности поведения, например, коэффициентов концентрации напряжений в дефектах труб.

Существующий положительный опыт разработки методик диагностирования технологических трубопроводов «сухопутных» компрессорных и газораспределительных станций, подземных хранилищ и т.п (труб, отводов, запорной

Рис. 1 Модели трубопроводной сиаемы а) пространственная конструкция, б) моделирование внешнего коррозионного дефекта

арматуры, тройников, обратных клапанов) позволяет предусмотреть следующие обязательные процедуры:

- геодезических измерений;

- измерений напряжений, деформаций и виброскоростей.

Окончательный анализ системы проводится расчетами трубопроводной

системы МКЭ с разработкой технических решений по дальнейшей эксплуатации. Геодезическое определение реального положения трубопроводной системы проводится классическими методами. Для прямых измерений напряжений в контрольных зонах использованы методы тензометрирования и магнитно-шумовой, а контроль состояния металла и наличия дефектов проводятся ультразвуковыми, вихретоковыми и магнитными методами.

Вторая глава содержит исследования концентрации напряжений в дефектах промысловых и технологических трубопроводов и оценку прочности конструкций. Обобщение и анализ результатов по технологическим трубопроводным системам, находящимся длительное время в эксплуатации, показывает, что их отказы, в основном, обусловлены:

- существенным изменением пространственого положения трубопроводов и, как следствие, повышенной вибрацией, то есть значительным отклонением статических и динамических нагрузок от проектного уровня;

- дефектами изготовления и монтажа трубопроводов, коррозионными и другими повреждениями труб в процессе эксплуатации;

- динамическими нагрузками, присущими морским системам нефтегазодобычи.

Исследования показали, что высокие уровни эксплуатационных напряжений, приводящие к нарушению целостности сварных стыков и превышению допустимых напряжений в металле труб, могут возникать за счет отклонения высотного положения трубопроводной системы от проектного уровня В качестве критериев степени отклонения высотного положения при диагноаическом обслуживании технологических трубопроводов необходимо задавать максимальный наклон

(отношение перепада высот на концах прямолинейных участков к длине участков) и стрелу прогиба (oiношение разности полусуммы высот двух крайних ючек и высоты средней точки к расстоянию между точками) Превышение наперед заданных значений по этим критериями может означать исчерпание проектного уровня запаса несущей способности. В процессе эксплуатации критерии, как правило, превышаются при разрушениях ряда опор, просадках и т.п Изменение проеюного положения опор в процессе эксплуатации и наличие других неучтенных факторов при проектировании трубопроводов необходимо вводить в расчеты по МКЭ заданием соответствующих граничных условий при решении задачи.

Отдельной важной задачей является определение коэффициентов концентрации напряжений в дефектах трубопроводных систем Поэтому автором были исследованы коэффициенты концентрации в поверхностных коррозионных дефектах трубопроводов, а также коэффициенты интенсивности напряжений в дефектах типа фещин Исследования проведены с использованием программного комплекса МКЭ. В качестве материала трубной стали рассматривались низколегированные стали 17Г1С, 17ГС, Ст20, Х60, имеющие предел пластичности после упругого участка 0| в диапазоне 380-430 МПа при уровне деформаций 0,2%, а далее гладкую кривую упрочнения на диаграмме «напряжение-деформация».

При исследованиях максимальные эквивалентные напряжения на опасном участке трубопровода (зона коррозионного дефекта) представляются в виде формулы ст1КВ = 4/(b,L,l,5/D,P), (I)

где b,L,( - геометрические характеристики дефекта' ширина, длина, глубина;

8/D - относительная толщина трубопровода (5 - толщина стенки, D - диаметр трубы);

Р - нагрузка.

Для проведения исследований используется технология параметрического моделирования на основе базовых геометрических примитивов В этом случае при варьировании параметров трубы и дефекта автоматически меняется твердотельная и конечно-элементная модели Граничные условия автоматически прикладываются к новой модели объекта В силу симметрии в расчетах использовалась половина (вдоль

продольного сечения) конструкции трубы с дефектом, как показано на рис. 2, с наложением соответствующих граничных условий.

Рис. 2. Геометрические параметры исследуемой конструкции трубы с дефектом.

В качестве эквивалентного напряжения принимается либо первое главное напряжение, либо интенсивность напряжений а«, = <гинт. Варьируя параметры b, L, I, S/D, проводятся расчеты НДС и вычисляется значение оинт в вершине дефекта. Далее проводится обработка результатов расчета методом наименьших квадратов совместно с множественным регрессионным анализом. В результате модель по выражению (1) записывается в виде кубического полинома:

= + а,(В„/0) -t-a ,(B„/D)J + аJ(B„/D)1 + a4(L„/D) + as(L„ /D)2 + a6(L„ /D)' + a,(l/D) ß)

t a,(l / D)"'+ av(l / D)'+ a,„(8/D) + a,, (8/D)1 + a,2(8/D)1)/P,

где <7„„„ - безразмерный комплекс напряжения;

a(,,a,,. ,а,2 - коэффициенты регрессионной модели.

Для вычисления коэффициентов статистической модели (2) проведено 625 экспериментов на параметрической модели Конечно-элементная модель имела от 60000 до 100000 узлов. Коэффициент корреляции модели г2 установлен как

0,939, что говорит о высокой степени достоверности модели. Переход от безразмерного комплекса напряжений к размерному осуществляется по выражению:

°нит =Рх0хоинт (3)

Критерий прочности трубопровода принимается в виде:

о-жв • < [о], (4)

где [о] - предел прочности или пластичности стали;

Г0 - коэффициент безопасности по напряжениям (в диапазоне 1,4-1,52 при статическом нагружении).

Другой подход для оценки прочности конструкции с трещинообразными дефектами сосюиг в использовании критерия линейной механики разрушения (для трещин нормального отрыва и хрупкого разрушения):

К| < К|с, (5)

где Кк - критический коэффициент интенсивности напряжений или вязкость разрушения (экспериментальная нормативная величина трубной стали).

Коэффициент интенсивности напряжений К|, как и эквивалентное напряжение по выражению (4), является расчетной величиной, которая определяется моделированием трубопровода с дефектом с использованием разработанного программного комплекса. Экспериментальные данные свидетельствуют о факпе вязкого разрушения даже на трубопроводах, подверженных стресс-коррозии. С другой стороны, для изготовления технологических трубопроводов используют низколегированные стали с пределом текучести 380-430МПа и вязкостью разрушения в пределах 60-150МПа • м"2, что является гарантией их трещиностойкости. При таких предельных механических характеристиках коэффициент интенсивности напряжений превышает свое критическое значение по выражению (3), когда длина трещины более 100 мм.

Для трубопроводов морских нефтегазовых сооружений существует повышенная опасность стресс-коррозионного разрушения, основными причинами которого являются неременные нагрузки и уровень напряженного состояния в трубе. При этом существует значение уровня напряжений, ниже которого трещины не развиваются и

не сращиваются. Однако единого подхода для формулировки понятия порогового напряжения при стресс-коррозии пока не существует.

Исходя из феноменологического подхода, используемого в работе, на практике можно использовать модель поэтапного коррозионного растрескивания. На первом этапе на поверхности трубопровода появляется малая коррозионная трещина (рис. 3). При отсутствии напряжений, либо при уровне их ниже порогового, трещина не раскрывается, коррозионно-активная среда в нее не поступает, ее рост прекращается и она стабилизируется. При наличии определенного уровня напряжений, чаще циклических, происходит раскрытие грещины в зоне вершины, которое не приводит к разрушению, но дает возможность проникновения коррозионно-активной среды внутрь трещины. Далее в вершине трещины образуется вторичная коррозионная трещина и процесс повторяется. В итоге, образуется трещина критических размеров и трубопровод разрушается.

Рис. 3. Механизм коррозионного растрескивания: • а) начальная коррозионная трещина,

б) появление вторичной коррозионной трещины.

В результате проведенных исследований рекомендовано определять разрушающее напряжение технологических трубопроводов по критерию допускаемых напряжений. Разрушение трубопроводов с дефектами (даже типа острого надреза) происходит при условии, когда интенсивность напряжений в зоне концентратора совпадает с величиной предела прочности трубной С1али. При эюм обязателен учез

вида экспериментальной кривой деформирования материала конструкции, то есть упругопластических свойств трубной стали.

В главе рассмотрены также вопросы использования для технологических трубопроводов пластмассовых и композитных труб. Получены основные зависимости для прочностных расчетов таких трубопроводных систем, определены направления «

дальнейших исследований.

В третьей главе приводятся критериальные оценки прочности ^

технологических трубопроводов. Анализ работы технологических трубопроводов компрессорных и газораспределительных станций показывает, что специфика их эксплуатации обусловлена динамическими нагрузками, при этом наблюдается как низкочастотная, так и высокочастотная вибрации. Низкочастотная вибрация характерна для трубопроводов компрессорных станций, оснащенных высокорасходными центробежными нагнетателями. В.А.Якубовичем с сотрудниками разработана теория трубопроводной системы компрессорного узла как автогенератора с распределенными параметрами. Решение уравнений указанной теории позволило разработать ряд практических рекомендаций для подавления низкочастотных колебаний в объектах газовых сооружений (ассиметричное расположение запорных кранов, снижение скоростей газа в коллекторных сетях и т.п.) Внедрение высокорасходных центробежных нагнетателей мощностью от 16 МВт и выше привело к повышенной вибрации технологических трубопроводов в диапазоне частот 100 3000Гц. Главным последствием высокочастотной вибрации может являться разрушение трубы в месте концентрации напряжений Возмущающей силой •

колебаний трубопроводов являются высокочастотные акустические колебания потока газа. Однако в силу высокой механической жесткости труб и небольших амплитуд ;

колебаний внутреннего давления, возникновение колебаний трубопроводов возможно только в резонансных режимах при совпадениях собственных частот. Использование однотрубных систем сбора углеводородов на морских месторождениях из-за наличия различных фаз в потоке приводит к возникновению акустических пульсаций давления высокой амплитуды и ударно-волновым процессам, которые обусловлены поведением

образующихся пробок в трубопроводе. Это еще более расширяет спектр задач динамики трубопровода, необходимый для исследования.

Для решения динамических задач, как и ранее, используем МКЭ. При этом можно ограничиться решением задачи на собственные колебания, так как основная задача обеспечения работоспособности трубопроводов при высокочастотных динамических режимах - рассогласование резонансных частот акустических колебаний газа и механических колебаний трубопровода. Для волнового уравнения * акустических колебаний относительно потенциала скорости <p(x,t) получаем краевую

задачу на собственные значения для оператора Лапласа относительно координационной функции F:

V2F + а2 х F = 0, (6)

где а = ш2х р0х ps,

w - собственная частота;

Ро - плотность газа;

Р, - коэффициент адиабатической сжимаемости. После матричных операций получим систему линейных однородных алгебраических уравнений относительно узловых неизвестных:

([G] - аг х [М]) {F} = 0, (7)

где [G] и [М] - глобальные матрицы системы;

{FJ - матрица-столбец узловых неизвестных.

Решение системы (7) представляет собой проблему собственных значений для < симметричных положительно определенных матриц, если найдены числа аД то они

позволяют вычислить собственные частоты колебаний газа или нефти по формуле:

о), = V/(PoPb), (8)

которым соответствуют собственные акустические формы, а также распределение давления, плотности и скорости потока в трубопроводе. Аналогично реализована задача на собственные механические колебания трубопровода для осесимметричной расчетной схемы. Разрешающее матричное уравнение

([G]V[M]){cp}=0, (9)

где [G] и [М] -матрицы жесткости и масс;

{ф} - амплитудные значения перемещений - формы колебаний.

Важное преимущество используемого подхода - метода разложения но собственным формам - возможность создания банка данных о частотных спектрах и собственных формах конструкций. Аналогично низкочастотным колебаниям (

технологических трубопроводов задача в данном случае решается за счет технических мероприятий по рассогласованию собственных частот акустических колебаний raja с

*

механическими собственными частотами колебаний трубы. На основе проведенных исследований предложена точечная оценка вероятности невозникновения резонансного эффекта в трубопроводе:

Í = И(иА -roM,/V(CKOA2 + СКОм2)}, (10)

где ({...} - интеграл Лапласа;

гаА и гам - математическое ожидание собственных частот акустических и механических колебаний;

СКО - среднеквадратические отклонения частот

Для определения величин в выражении (10) составляется план эксперимента и проводится серия расчетов МКЭ при варьировании определяющих параметров в усыновленных диапазонах. Точечная оценка вероянюсти (10), с привлечением экспериментальных данных, установлена для рассматриваемых конструкций как 0,95.

Анализ показал, чю на максимальном уровне статистических напряжений (более 200 МПа) динамические напряжения необходимо ограничить порядком 10-20МПа. При этом максимальные значения виброскоростей на первой собственной »

частоте колебаний трубопровода могут достигать 90-100 мм/с, что недопустимо, так как приводит к уровню динамических напряжений - ЮОМПа, Поэтому допустимые скорости вибрации трубопроводов должны быть ограничены величиной 10 мм/с.

Устранение повышенных вибраций выявленных методами технической диагностики с привлечением результатов математического моделирования для трубопроводных систем реализуется изменением геометрических и жесткостных характеристик системы: перенос кранов, шунтирование, изменение длин и диаметров

участков трубопроводов, запрещением ряда режимов эксплуатации нагнетающего а1 регата по скорости; установкой акустических фильтров и демпфирующих опор и т.н. После проведения всех мероприятий но достижению требуемого значения вибраций трубопроводов уровень динамических напряжений в трубе составляет 1-3% от уровня статических, по которым приводится оценка прочности трубопроводной системы в соответствии с условием (4).

Проведены измерения величин напряжений в поверхностных слоях ответственных деталей технологических трубопроводов и трубопроводов большого диаметра из трубных сталей с использованием метода эффекта Баркгаузена (МЭБ) -метода магнитошумовой структуроскопии или шумов Баркгаузена и рентгено-структурного метода на базе элементов портативной переносной американской системы контроля и диагностирования рентгено-дифракционного измерителя напряженно-деформированного состояния «Х8ТЯЕ35-3000», что особенно ценно для осуществления ресурсных прогнозов при эксплуатации «по состоянию».

Экспериментальные данные были получены как с применением классического разрушающего метода послойного стравливания, так и методов рентгено-структурного анализа и МЭБ с использованием аппаратуры «1Ю1Х8САМ-2000», а также метода тензометрирования. При этом получена удовлетворительная сходимость результате, полученных всеми упомянутыми методами Точность измерений аппаратурой, реализующей МЭБ, составила ±1.. 1,5 МПа

Метод МЭБ позволяет описать пространственную картину напряжений и при необходимости определить места максимумов и минимумом расшикающих или сжимающих напряжений Его можно отнести к методам ранней диагностики техническою состояния ответственных деталей, а зоны скачков и перепадов величин напряжений могут характеризовать места, в которых в дальнейшем будут образовываться дефекты. Кроме того, можно эффективно определять дефекты механической обработки, например, прижоги при шлифовании, неравномерность упрочнения, оценивать качество сварки, места наличия локальных растягивающих или недопустимых сжимающих напряжений На действующих объектах МЭБ может быть особенно эффективен при определении зон пластического деформирования

материала, в транспортных трубопроводах большого диаметра, деталях и узлах, работающих в системах газоперекачивающих агрегатах.

Очень важным вопросом критериальных оценок по выражению (4) является назначение коэффициента безопасности Го. В результате анализа существующих норм для коэффициента безопасности России, США, Великобритании и Норвепж. коэффициент безопасности принят величиной 1,52 (по зарубежным нормам он меньше - 1,4)

В случае оценок напряжений в промысловых и технологических трубопроводах максимальные величины составляют следующие величины:

- при действии внутреннего давления 7,5МПа ~ 150-200МПа;

- при действии температур (максимальный перепад 40°С) ~ 4-ЗОМПа;

- при учете веса конструкции и транспортируемой среды ~ 40-90МПа (при посадке всех промежуточных опор).

Концентрация напряжений устанавливается МКЭ с использованием результатов технической диагностики трубопроводной системы Принято, что отказ трубопровода

- это прочностное разрушение его какого-либо элемента (линейной части, отводов, тройников и т.д.), которое выводит из строя всю трубопроводную систему На практике очень важным параметром технологических трубопроводов принято считать остаточный ресурс - время эксплуатации трубопровода с момента текущего диагностирования до перехода в предельное состояние Предельное состояние прогнозируется по исчерпанию прочности трубопровода - разрыву тела трубы с образованием свища, либо разрушение трубы по образующей или в поперечном сечении Прогнозируемый коррозионно-эрозионный износ стенки трубы определяется по скорости свободной коррозии стали - Ус и степени действия электрохимической, либо другой защиты - у:

Уо = Ус(I - у), (II)

где Уо - остаточная скорость коррозии

В случае отсутствия катодной защиты принимают Уо = I / т, т - время эксплуатации трубопровода с коррозионной потерей металла стенки глубиной I В итоге, величина коэффициента запаса равна:

пгоэкв^ (12)

где в качестве предельного напряжения трубной стали целесообразно принимать временное сопротивление материала. Проведенными исследованиями показано, что значение коэффициента п изменяется в широких пределах в зависимости от функционального назначения трубопроводной системы.

ВЫВОДЫ

1. Предложен подход для комплексного диагностического сопровождения технологических трубопроводных систем, заключающийся в прямом измерении основных параметров: пространственного положения, виброскоростей, эксплутационных напряжений, размеров дефектов, твердости стали; математическом моделировании системы для оценки прочности; разработки технических решений по обеспечению работоспособности конструкций. Эти измерения и оценки позволяют получить полное представление о состоянии и положении трубопроводной системы.

2. Разработана универсальная регрессионная модель расчетного напряжения в вершине коррозионного дефекта в зависимости от базовых геометрических параметров дефекта для существующего диапазона типоразмеров трубопровода. Установлен эффект снижения уровня концентрации напряжений в 1,2-1,5 раза за счет учета пластических свойств стали и механизм подавления процессов трещинообразования в трубопроводе при использовании низколегированных сталей с пределом текучести 380-430 МПа и коэффициентом интенсивности напряжений 60-150 МПа - м"2.

3. Разработаны алгоритмы и программные комплексы исследования собственных частот и форм колебаний для оценки низко- и высокочастотных вибраций промысловых и технологических трубопроводов:

- акустических колебаний транспортируемых газа или нефти;

- механических колебаний трубы.

Предложена вероятностная оценка для рассогласования собственных частот с целью исключения нежелательных динамических режимов нагружения трубопроводов. Результаты этих исследований и оценок позволяют обеспечить повышение эксплуатационной надежности трубопроводов.

4. Сравнительный анализ уровней статических и динамических напряжений показал, что динамические напряжения при проектировании составляют величину 1-3% от уровня статических, поэтому прочностная оценка трубопровода проводится традиционно. Для снижения влияния высокочастотных вибраций на работоспособность трубопроводной системы установлен допустимый предел амплитуды виброскоростей ~ 10 мм/с.

5. Предложена критериальная оценка прочности и остаточного ресурса трубопроводных систем, учитывающая комплекс внешних силовых факторов, фактическое пространственное положение трубопроводной обвязки, наличие дефектов, что позволяет оценить реальное напряженное состояние трубопроводов и оценить их несущую способностью

6. Результаты работы в виде отраслевых руководящих документов, критериальных оценок прочности и остаточного ресурса трубопроводов используются как для «сухопутных» газотранспортных сооружений в ОАО «Газпром», так и морских нефтегазовых объектов в ОАО «Сахалинморнефтегаз», на арктическом шельфе (Байдарацкая губа) и Черном море.

СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. А А Апостолов, Б М.Буховцев, Ушин Н.В. и др.АГРС «Снежеть» - отечественные ТСХН0Л01ИИ. Газовая промышленность,2000, № 2

2. Ушин Н.В. Техническая диагностика и оценка ресурса технологических фубопроводов. НТС «Mai истральные и промысловые трубопроводы» М: РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, 2004, Jfel.-C 6-11.

3. Ушин Н.В. Методика оценки остаточного ресурса технологических трубопроводов. НТО «Магистральные и промысловые трубопроводы» М.: РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, 2004, №2.-С.5-10.

4. Ушин Н.В. Работоспособность технологических трубопроводов при динамическом нагружении. НТС «Магистральные и промысловые трубопроводы» М.: РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, 2005, №1.-С.128-133.

5. Н.В. Ушин, В.М.Клищевская, И.Е.Литвин, В.Н.Аликин. Оценка прочностной работоспособности технологических трубопроводных систем газораспределительных станций / Сб. трудов. Тринадцатая международная деловая встреча «Диагностика - 2003», Мальта, 2003.- С.36.

6. Ушин Н.В., Литвин И.Е., Аликин В.Н. Оценка прочности технологических трубопроводов, подверженных коррозии / Материалы XXII Российской школы по проблемам науки и технологий. - Миасс, 2003. - С. 82.

7. Ушин Н В., Литвин И.Е., Аликин В.Н. Разработка модульной САПР для газораспределительных станций магистральных газопроводов / Материалы XXII Российской школы по проблемам науки и технологий. - Миасс, 2003. - С. 45.

8. Информационное обеспечение для оценки работоспособности магистральных трубопроводов / Н.В.Ушин, В.Н.Аликин, И.Е.Литвин, А.С.Ипанов // Материалы IV Всероссийской конференции "Информация, инновации, инвестиции». - Пермь, 2003.-С. 135-137.

9. Крикрии прочности и надежность конструкций / Аликин В.Н., Литвин И.Е., Ушин Н.В., МиковА.И..-М.: Недра, 2005,- 151с.

Подписано в печать Формат 60x90/16

Объем Тираж 100

Заказ 5}Э

119991, Москва, Ленинский просп. ,65 Отдел оперативной полиграфйи РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

№11267

РНБ Русский фонд

2006-4 8097

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Ушин, Николай Васильевич

Введение

Оглавление:

Глава I. Оценка работоспособности промысловых и технологических трубопроводов морских нефтегазовых сооружений.

1.1. Состояние проблемы.

1.2. Выбор расчетно-экспериментального подхода для исследований.

1.3. Техническая диагностика трубопроводных систем.

Глава II. Исследование прочности трубопроводных систем

2.1. Исследование коэффициентов концентрации напряжений в трубопроводах с дефектами.

2.2. Выбор критериев прочности.

2.3. Трубопроводы из полимерных и композиционных материалов.

Глава III. Разработка методики оценки ресурса эксплуатации трубопроводов.

3.1. Работоспособность трубопроводных систем при динамическом нагружении.

3.2. Влияние различных дефектов на работоспособность конструкций.

3.3. Техническая диагностика и оценка ресурса технологических трубопроводов узлов редуцирования.

3.4. Методика оценки остаточного ресурса технологических трубопроводов

Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Оценка прочности промысловых и технологических трубопроводов морских нефтегазовых сооружений"

Континентальный шельф России содержит в своих недрах огромные, пока полностью не оцененные запасы углеводородного сырья. Поэтому современный этап развития нефтегазовой отрасли страны характеризуется становлением морской отрасли нефтедобычи. При этом целесообразно максимально использовать опыт освоения «сухопутных» месторождений и существующей системы транспорта нефти и газа, а также методологию освоения месторождений Каспия, Азовского и Южно-Китайского («Белый тигр») морей, шельфа Сахалина и Балтийского моря.

Наиболее важным, с точки зрения обеспечения надежности при эксплуатации морских нефтегазовых сооружений являются промысловые и технологические трубопроводные системы. Последнее объясняется сложностью конфигурации технологических трубопроводных систем, «тяжелыми» условиями эксплуатации, затруднениями при проведении обслуживания и ремонта, отсутствием достоверных критериев для оценки прочности и т.д. Основными особенностями эксплуатации морских промысловых и технологических трубопроводов являются:

- высокий уровень коррозии стали трубопроводов морских сооружений, особенно в зонах, смачиваемых морской водой;

- динамические нагрузки на системы трубопроводов, обусловленные многочастотными гидродинамическими пульсациями и гидравлическими ударами при сборе и транспорте углеводородов;

- требования полного исключения аварий трубопроводных систем из-за возможного экологического ущерба окружающей среде и огромных затрат на ликвидацию аварий.

Из изложенного следует, что задача оценки прочности морских промысловых и технологических трубопроводов современна и актуальна.

Основной целью работы явилось решение поставленной научнотехнической задачи. Для этого последовательно проведены разработки и исследования в части:

- разработки методик математического моделирования задач определения напряженно-деформированного состояния трубопроводов в статической постановке с учетом возможных дефектов в трубе;

- проведения экспериментальных работ по техническому диагностированию трубопроводных систем с целью выявления типовых дефектов в процессе эксплуатации;

- исследования работоспособности трубопроводных систем при различных динамических режимах нагружения;

- обоснования критерия прочности трубопровода и методики оценки остаточного ресурса эксплуатации трубопровода;

- оценки возможности применения труб из перспективных полимерных и композиционных материалов.

На защиту автором выносятся следующие положения:

- предложенный подход для комплексного диагностического сопровождения промысловых и технологических трубопроводных систем;

- полученный и обоснованный критерий прочности технологических трубопроводов;

- критерий «рассогласования» резонансных режимов при динамическом нагружении трубопроводов за счет газодинамических процессов рабочего тела и других возмущений;

- установленные закономерности поведения коэффициентов концентрации в дефектах трубопроводных систем из типовых трубных сталей.

Основными научными результатами, полученными в работе, являются:

- предложенный экспериментально-теоретический подход для исследования концентрации напряжений в трубопроводных системах с дефектами, основанный на техническом диагностировании трубы прямыми измерениями и последующим конечноэлементном анализе напряжений с обязательным учетом упруго-пластических свойств трубной стали;

- впервые полученная универсальная регрессионная модель расчетного напряжения в вершине коррозионного дефекта в зависимости от базовых геометрических параметров дефекта: глубины, ширины и длины для имеющихся типоразмеров трубопроводов;

- теоретически установленный и экспериментально подтвержденный факт подавления процессов трещинообразования для трубопроводов при использовании низколегированных сталей с пределом текучести 380.430 МПа и коэффициентом интенсивности напряжений 60. 150 МПа-м1/2 в стандартных условиях;

- предложенная вероятностная оценка для рассогласования частот собственных колебаний транспортируемого газа (нефти) и трубы, исходя из нежелательности динамических нагрузок на трубопроводные системы с амплитудой виброскоростей более 10 мм/с.

Практическая значимость работы состоит в решении задач, позволяющих:

- исследовать концентрацию напряжений в трубопроводных системах в зонах выявленных техническим диагностированием дефектов, отклонениях от проектных параметров трубопроводной обвязки и т.п.;

- давать рекомендации по ремонту отдельных элементов трубопроводных систем;

- оценивать прочность промысловых и технологических трубопроводов;

- разрабатывать технические мероприятия по повышению работоспособности трубопроводов: снижению уровня действующих динамических компонент напряжений и деформаций, использованию полимерных труб и демпферов, оптимальному конструктивному оформлению трубопроводной системы и т.п.

Основные результаты работы в виде разработанных методических подходов непосредственно внедрены в практику проектирования и эксплуатации трубопроводных систем «сухопутных» и морских нефтегазовых сооружений: использованы на газораспределительных и компрессорных станциях ООО «Мострансгаз», а также в ОАО «Сахалинморнефтегаз» и на месторождениях Черного моря.

Отдельные результаты работы поэтапно докладывались на международных деловых встречах «Диагностика» в 2002 и 2003 г.г.; научно-технической конференции «Социально-экономические проблемы развития региона», Ижевск, 2002 г.; III Всероссийской конференции «Информация, инновации, инвестиции», Пермь, 2003 г.; XXII Российской школе по проблемам науки и технологии, Миасс, 2003 г. и других.

Диссертация состоит из введения, трех глав и выводов. В первой главе изложено состояние решаемой проблемы и поставлены цели и задачи на собственные исследования. Сделан выбор расчетно-экспериментального подхода для исследований. Предлагается техническую диагностику трубопроводных систем осуществлять общепринятыми средствами с прямыми измерениями напряжений (предпочтительно использование комплексов основанных на магнитошумовом методе измерений). Математическое моделирование конструкций и процессов проводится методом конечных элементов при использовании как собственных программных комплексов, так и универсальной системы ANSYS версии 8.0.

Заключение Диссертация по теме "Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых", Ушин, Николай Васильевич

6. Результаты работы в виде отраслевых руководящих документов, критериальных оценок прочности и остаточного ресурса трубопроводов используются как для «сухопутных» газотранспортных сооружений в ОАО «Газпром», так и морских нефтегазоввых объектов в ОАО «Сахалинморнефтегаз», на арктическом шельфе (Байдарацкая губа) и Черном море.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ушин, Николай Васильевич, Москва

1. Бородавкин П.П., Березин В.Л., Шадрин О.Б. Подводные трубопроводы. - М.: Недра, 1979. - 415 с.

2. Гусейнов Ч.С., Иванец В.К., Иванец Д.В. Обустройство морских нефтегазовых месторождений. М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 608 с.

3. Харионовский В.В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов. -М.: Недра, 2000.-467 с.

4. Литвин И.Е., Аликин В.Н. Оценка показателей надежности магистральных трубопроводов. М.: Недра, 2003. - 167 с.

5. Якубович В.А. Диагностическое обслуживание трубопроводных систем компрессорных цехов газотранспортных и газодобывающих предприятий. Автореф. дисс. соиск. уч. степ. докт. техн. наук. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 53 с.

6. Гриценко А.И., Харченко Ю.А., Клапчук О.В. Гидродинамика газожидкостных смесей в скважинах и трубопроводах. М.: Недра, 1994.-279 с.

7. Харченко Ю.А. Энергосберегающие системы сбора углеводородов на месторождениях континентального шельфа. Автореф. дисс. соиск. уч. степ. докт. техн. наук. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. -47 с.

8. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справ, пособие: в 6 т. М.: Недра, 2004. - Т. 6. - 447 с.

9. Алехин М.И., Будников В.Ф., Щербина М.М. О причинах коррозионного разрушения оборудования на участках термических методов добычи нефти// Сб. науч. тр. Вопросы технологии и техники добычи нефти термическим методами. М.: ВНИИОЭНГ, 1989. - с. 3944.

10. Аварии и несчастные случаи в нефтяной и газовой промышленности России/ Под ред. Ю.А. Дадонова, В.Я. Кершенбаума. М.: Техно-нефтегаз, 2001. - 2-1 с.

11. Скугорова Л.П. Материалы для сооружений газонефтепроводов и хранилищ . М.: Недра, 1975. - 320 с.

12. Амиров А.Д. Техника и технология освоения и эксплуатации глубоких скважин. М.: Недра, 1970. - 247 с.

13. Горяинов Ю.А., Федоров А.С., Васильев Г.Г. и др. Морские трубопроводы. — М.: Недра, 2001. 131 с.М.Новаковский В.М.Преодоление коррозии — важнейшая задача науки/ М-лы II межд. конгресса «Защита-95». М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1995. - с.74-79.

14. Полянский Р.П., Пастернак В.И. Трубы для нефтяной и газовой промышленности за рубежом. М.: Недра, 1979. - 215 с.

15. Козаченко А.Б., Никишин В.И., Поршаков Б.П. Энергетика трубопроводного транспорта газов. М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. - 400 с.

16. Положение по технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов/ В.М. Клищевская, Н.В. Ушин, Н.И. Цыбулько и др. ВРД 39-1.10-069-2002-М.: РАО ГАЗПРОМ, 2003. -94 с.

17. Метод конечных элементов в задачах нефтегазопромысловой механики/ В.Н. Аликин, И.Е. Литвин, С.М. Щербаков, В.П. Бородавкин. М.: Недра, 1992. - 288 с.

18. Чигарёв В.А., Кравчук А.С., Смалюк А.Ф. ANSYS для инженеров. Справ, пособие. М.: Машиностроение-1, 2004. - 512 с.

19. Гриценко А.И., Хачатурян С.А. Газодинамические процессы в трубопроводах и борьба с шумом на компрессорных станциях. М.: Недра, 2002.-335 с.

20. Наука и высокие технологии России на рубеже третьего тысячелетия/ Под ред. B.JI. Макарова и А.Е. Варшавского. М.: Наука, 2001. - 636 с.

21. Макеев В.П., Ершов Н.П. Конструкции из композиционных материалов в современной технике// Журнал ВХО им. Д.И. Менделеева. № 3. - 1978. - с. 245-248.

22. Якубович В.А. О возможности возникновения высокочастотной вибрации трубопроводной обвязки ГПА при резонансах КС// В сб. Доклады XXI межд. сем. «Диагностика оборудования компрессорных станций. Светлогорск: сентябрь 2002 г., ИРЦ ГАЗПРОМ, с. 94-98.

23. Зенкевич O.K. Метод конечных элементов в технике. М.: Мир, 1975. -541 с.

24. Сегерлинд Л. Применение метода конечных элементов. М.: Мир, 1977.-344 с.

25. Басов. ANSYS в примерах и задачах/ Под общей редакцией Д.Г. Красковского. М.: Компьютер-Пресс, 2002. - 224 с.

26. Каплун А.Б., Морозов Е.М., Олферьева М.А. ANSYS в руках инженера. Практическое руководство. М.: Едиториал УРСС, 2003. -272 с.

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

28. Каталог технологического оборудования действующих газораспределительных станций магистральных газопроводов с рекомендациями по .реконструкции и модернизации. РАО «Газпром», ДАО «Оргэнергогаз». М.: ИРЦ Газпром, 1994. - 72 с.

29. Биргер И.А., Мавлютов P.P. Сопротивление материалов. М.: Наука, 1986.-560 с.

30. Морозов A.M., Никишков Г.П. Метод конечных элементов в механике разрушения. М.: Наука, 1980. - 256 с.

31. Иванцов О.М., Харитонов В.И. Надежность магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1978. - 217 с.

32. Сиратори М., Миеси Г., Мацумта X. Вычислительная механика разрушения. М.: Мир, 1986. - 334 с.

33. Захаров М.Н., Лукьянов В.А. Прочность сосудов и трубопроводов с дефектами стенок в нефтегазовых производствах. — М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000. 216 с.

34. Броск Д. Основы механики разрушения. М.: Высшая школа, 1980. -368 с.

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

36. Гетман А.Ф., Козин Ю.Н. Неразрушающий контроль и безопасность эксплуатации сосудов и трубопроводов под давлением. М.: Энергоатомиздат, 1997. - 288 с.

37. Денис Руди М. Оценка допустимости коррозионных дефектов// Трубопроводный транспорт нефти. 1997. - № 4. - с. 28-34.

38. Биргер И.А. Техническая диагностика. М.: Машиностроение, 1978. -239 с.

39. Кеба И.В. Диагностика авиационных газотурбинных двигателей. М.: Транспорт, 1980.-246 с.

40. Дорошко С.М. Контроль и диагностирование технического состояния газотрубопроводных двигателей по вибрационным параметрам. М.: Транспорт, 1984. - 128 с.

41. Синюков A.M., Бородавкин П.П., Литвин И.Е. Основы расчёта надёжности и оптимизации коэффициентов запаса прочности основныхнесущих элементов магистральных трубопроводов. М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. - 242 с.

42. Ушин Н.В., Литвин И.Е., Аликин В.Н. Оценка прочности технологических трубопроводов, подверженных коррозии/М-лы XXII Российской школы по проблемам науки и технологий. Миасс, 2003. -с. 45.

43. Гольденблат И.И., Копнов В.А. Критерии прочности и пластичности конструкционных материалов. -М.: Машиностроение, 1968. 191 с.

44. Методика определения остаточного ресурса нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений. ОСТ 153-39.4010-2002. Уфа.: 2002. - 57 с.

45. Москвитин В.В. Сопротивление вязкоупругих материалов. М.: Наука, 1972.-328 с.

46. Критерии прочности и расчёт механической надёжности конструкций/В.Н. Аликин, П.В. Анохин, Г.Л. Колмогоров, И.Е. Литвин. Пермь.: ПГТУ, 1999. - 158 с.

47. Капур К., Ламберсон Л. Надёжность и проектирование систем. — М.: Мир, 1980.-606 с.

48. Болотин В.В. Прогнозирование ресурса машин и конструкций. М.: Машиностроение, 1988. - 240 с.

49. Волков Б.Е., Судаков Р.С., Сырицин Т.А. Основы теории надёжности ракетных двигателей. — М.: Машиностроение, 1974. — 399 с.

50. Лавендел Э.Э. Расчёт резинотехнических изделий. " М.: Машиностроение, 1976. - 256 с.

51. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов/Под ред. А.К. Дерцакяна. Л.: Недра, 1977. - 519 с.

52. Магистральные трубопроводы. Строительные нормы и правила СНиП 2.05.06.-85*. М.: ЦИТП Госстроя, 1997. - 52 с.

53. Нормы проектирования и строительства морского газопровода. Ведомственные нормы ВН 39-1.9-005-98. М.: ИРЦ Газпром, 1998. -32 с.

54. Гудрамович B.C., Переверзев Е.С. Несущая способность и долговечность элементов конструкций. — Киев.: Наукова думка, 1981. -176 с.

55. Горянов Ю.А., Резуненко В.И., Фёдоров А.С., Фейгин Б.Л. Газопровод Россия Турция: исследование т-руб на смятие//Газовая промышленность. - 1999. - №8. - с. 1. - с. 5 - 16.

56. Горянов Ю.А., Резуненко В.И., Фёдоров А.С., Фейгин Б.Л. Газопровод Россия Турция: защита глубоководного участка от лавинного смятияуУГазовая промышленность. — 1999. №5. - с. 82 - 83.

57. Иванцов О.М., Харионовский В.В., Черний В.П. Сопоставление методик расчёта магистральных трубопроводов по нормам России, США, Канады и европейских стран. -М.: ИРЦ Газпром, 1997. 51 с.

58. Кодолов В.И., Кибенко В.Д. Основы технологии переработки полимерных материалов. Ижевск.: Ижевск, мех. институт, 1991. -190 с.

59. Ершов Н.П. Состояние и перспективы развития расчётно-экспериментальных работ в области проектирования тонкостенных конструкций из композиционных материалов//Механика композиционных материалов. №1. - 1998. - с. 86-92.

60. Алфутов Н.А., Зиновьев П.А., Попов Б.Г. Расчёт многослойных пластин и оболочек из композиционных материалов. М.: Машиностроение, 1984. — 264 с.

61. Баженов В.А., Гольденблат И.И., Копнов В.А., Поспелов А.Д., Синюков A.M. Пластинки и оболочки из стеклопластика. М.: Высшая школа, 1970.-408 с.

62. Аугусти Г., Баратта А., Кашпати Ф. Вероятностные методы в строительном проектировании. М.: Стройиздат, 1988. - 584 с.

63. Гусенков А.П. Прочность при изотермическом и низкотермическом малоцикловом разрушении. М.: Наука, 1979. — 295 с.

64. Роуч П. Вычислительная гидродинамика. М.: Мир, 1980. - 616 с.

65. Харченко Ю.А. Классификация гидродинамических процессов в однотрубных системах сбора нефти и газа//Нефтяное хозяйство №8. -2004.-с. 118-122.

66. Якубович В.А. Снижение резонансных вибраций оборудывания компрессорных станций//Обз. инф. сер. «Машины и нефтяное оборудование». М.: ВНИИОЭНГ, 1979. - 67 с.

67. Образцов И.Ф., Савельев JI.M., Хазанов Х.С. Метод конечных элементов в задачах строительной механики летательных аппаратов. — М.: Высшая школа, 1985. 392 с.

68. Притула В.А. Катодная защита от коррозии. M-JL: Госэнергоиздат, 1962.-254 с.

69. Жук Н.П. Коррозия и защита металлов. М.: Машгиз, 1957. - 331 с.

70. Зиневич A.M., Глазков В.И., Котик В.Г. Защита трубопроводов и резервуаров от коррозии. М.: Недра, 1975. - 288 с.

71. Стрижевский И.В., Зиневич A.M., Никольский К.К., Глазков В.И. Защита металлических сооружений от подземной коррозии. М.: Недра, 1981.-293 с.

72. РД 153-39.4-091-01 «Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от коррозии. С-Пб.: 2002. - 240 с.

73. ВСН 012-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приёмка работ. Часть I. М.: 1988 28 с.

74. РД 34.17.302-97. Котлы паровые водогрейные. Трубопроводы пара и горячей воды. Сосуды. Сварные соединения. Контроль качества. Ультразвуковой контроль. Основные положения. М.: 1997.

75. Аликин В.Н. Разработка рецептур, освоение технологий производства конструкций из термореактивного циклически стойкого полиуретана//Химическая технология. № 9. - 2000, с. 28-33.

76. РД 12-411-01. Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных трубопроводов. М.: Гостехнадзор,2002.- 120 с.

77. ГОСТ 9.602.-89.* Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии. М.: 1989.

78. Кривошеин Б.Л., Тугунов П.И. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. — М.: Наука, 1985. 324 с.

79. Указания по расчёту параметров электрохимической защиты подземных коммуникаций компрессионных станций. РМ 51-11-75. -М.: Мингазпром, 1975. 50 с.

80. ВРД 39-1.10-069-2002. Положение по технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных трубопроводов. М.:2003. 94 с.

81. Цикерман Л.Я. Долгосрочный прогноз опасности грунтовой коррозии металлов. М.: Недра, 1966. - 175 с.

82. Бекман В., Швенк В. Катодная защита от коррозии. М.: Металлургия, 1984.-495 с.

83. Методика комплексной коррозионной диагностики распределительных газопроводов. М.: Газпром, 2003. - 70 с.

84. Надёжность в технике. Основные понятия. Термины и определения. ГОСТ 27.002-89. М.: Изд-во Стандартов, 1990. - 37 с.

85. Гумеров А.Г., Зайнуллин Р.С. Безопасность нефтепроводов. М.: Недра, 2000.-310 с.

86. Харионовский В.В. Диагностика и ресурс газопроводов: состояние и перспективы//Газовая промышленность. 1995. - №11.- с. 28-30.

87. Аликин В.Н., Милёхин Ю.М., Пак З.П. Пороха. Топлива. Заряды. Том I. Методы математического моделирования для исследования зарядов твердого топлива. М.: Химия, 2003. - 216 с.

88. Махутов Н.А. Деформационные критерии разрушения и расчёт элементов конструкций на прочность. -М.: Машиностроение, 1990. 448с.

89. Методика расчёта технологических трубопроводов компрессорных станций М.: ВНИИГАЗ, 1992. - 53 с.

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

91. Ржаницин А.Р. Теория расчёта строительных конструкций на надёжность. М.: Стройиздат, 1986. - 386 с.

92. Чирков В.П. Вопросы надёжности механических систем. — М.: Знание, 1981.-121 с.

93. Фомин Я.А. Теория случайных процессов. М.: Наука, 1969. - 387 с.

94. Критерии прочности и надёжность конструкций/Н.В. У шин, В.Н. Аликин, И.Е. Литвин, С.Г. Сесюнин, М.И. Соколовский. М.: Недра, -2005.-211 с.

95. Гольденблат И.И, Бажанов В.А., Копнов В.А. Длительная прочность в машиностроении. М.: Машиностроение, 1977. - 218 с.

96. Вейбулл В. Усталостные испытания и анализ их результатов. — М.: Машиностроение, 1964. 308 с.

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

98. Братухин А.Г., Решетников Ю.Е., Иноземцев А.А. Основы технологии создания газотрубных двигателей. М.: Авиатехинформ, 1999. - 554 с.

99. Обухов А.С. Расчёт на прочность конструкций из стеклопластика и пластмасс в нефтеперерабатывающей и химической промышленности. -М.: Машиностроение, 1978. 148 с.