Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности диагностики технического состояния линейной части магистральных газопроводов

ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности диагностики технического состояния линейной части магистральных газопроводов"

ВАСИЛЕВИЧ АЛЕКСАНДР ВЛАДИМИРОВИЧ

Повышение эффективности диагностики технического состояния линейной части магистральных газопроводов

Специальность 25.00.19 - "Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

г#

003456313

ВАСИЛЕВИЧ АЛЕКСАНДР ВЛАДИМИРОВИЧ

Повышение эффективности диагностики технического состояния линейной части магистральных газопроводов

Специальность 25.00.19 - "Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий -ВНИИГАЗ»

Научный руководитель: кандидат технических наук

Городниченко В.И.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Короленок A.M.

кандидат технических наук

Митрохин М.Ю.

Ведущее предприятие: ДОАО «Оргэнергогаз»

Защита состоится " 2008 г. в 13 час. ЗОмии. на заседании

диссертационного совета #511.001.02 при ООО «ВНИИГАЗ» по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, поселок Развилка

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО "ВНИИГАЗ"

Автореферат разослан "£(■(

Ученый секретарь диссертационного совета, /!

кандидат технических наук С/ (/^1/1Л ' И.Н. Курганова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. С увеличением сроков эксплуатации и неуклонным старением системы газопроводов разного масштаба и назначения возрастает вероятность их отказов по причине развития коррозии и стресс-коррозии. Многие существующие газопроводы построены в однониточном исполнении и обеспечивают газоснабжение городов и промышленных предприятий, перебои поставок газа которым недопустимы. В обеспечении эксплуатационной надежности неуклонно возрастает роль системы диагностического обследования.

В настоящее время основным инструментом системы диагностического обследования газопроводов является внутритрубная диагностика (ВТД), объемы которой за последнее время неуклонно увеличиваются и сейчас составляют примерно 20 тысяч км в год. Такие объемы работ по ВТД позволили провести первичное обследование всех подготовленных к ВТД газопроводов и возникла необходимость их повторного обследования. Для эффективного решения этой задачи требуется определить оптимальные сроки проведения повторных ВТД с учетом времени на ремонт, т. е. назначить такое время между обследованиями газопроводов, чтобы дефекты не смогли достичь критических размеров и не привели к отказу.

Однако на большинстве региональных газопроводов и газопроводов-отводов по ряду причин проводить ВТД невозможно. В данном случае основным методом определения их технического состояния являются электрометрические измерения. По данным электрометрических измерений можно решать задачу диагностики коррозионных дефектов, но их недостаточно для обнаружения стресс-коррозионных дефектов.

Таким образом, совершенствование методик ВТД и диагностики технического состояния газопроводов, не подготовленных к ВТД, является актуальной задачей исследований.

Целью диссертационной работы является совершенствование системы диагностического обследования магистральных газопроводов (МГ) для повышения их надежной и безопасной эксплуатации.

Основные задачи исследований:

1. Исследование коррозионного и стресс-коррозионного состояния линейных участков МГ с учетом факторов, способствующих образованию и развитию дефектов.

2. Исследования изменения параметров закона распределения размеров коррозионных и стресс-коррозионных дефектов в зависимости от времени эксплуатации МГ и объемов фактических (планируемых) ремонтных работ.

3. Анализ степени опасности эксплуатационных дефектов в зависимости от конструктивных параметров и механических характеристик металла труб МГ, а также рабочего давления.

4. Анализ факторов, характеризующих техническое состояния МГ (количество дефектов, типы дефектов, степень опасности дефектов,

состояния защитного покрытия и др.) и его поврежденность от переменных нагрузок и повышенного уровня напряжений.

5. Исследование влияния переменного нагружения МГ с учетом колебания внутреннего давления и сброса давления на проведение ремонтно-восстановительных и диагностических работ.

6. Разработка критериев, характеризующих техническое состояние подводных переходов, переходов через автомобильные и железные дороги, с учетом результатов диагностических обследований.

7. Разработка методик определения: сроков проведения повторных обследований ЛЧ МГ; показателя технического состояния, характеризующего приоритет вывода в ремонт, и методики обследования ЛЧ МГ, не подготовленных к ВТД.

Научная новизна:

Разработаны методики прогноза коррозионного и стресс-коррозионного состояния МГ, основанные на статистической обработке результатов ВТД и количественной оценке технического состояния ЛЧ МГ в целом, с учетом различных типов дефектов (коррозия, стресс-коррозия, гофра, вмятины и др.) и степени их опасности.

Разработаны критерии приоритета выполнения диагностических работ на подводных переходах, переходах через железные и автомобильные дороги; методика комплексного обследования ЛЧ МГ не подготовленных к ВТД, основанная на анализе факторов, способствующих образованию и росту дефектов, таких как уровень фунтовых вод, состояние защитного покрытия, коррозионная агрессивность грунта и др. и методика определения интервала времени проведения их комплексного обследования, учитывающая экспертную оценку частоты отказов, а для участков, обследованных ВТД, - методика определения сроков проведения повторных обследований с учетом изменения параметров функции распределения размеров дефектов.

Основные защищаемые положения:

1. Методика прогноза технического состояния линейного участка газопровода по коррозионному и стресс-коррозионному состояниям.

2. Методика количественной оценки технического состояния линейного участка газопровода.

3. Критерии приоритета обследования подводных переходов, переходов через железные и автомобильные дороги.

4. Методика комплексного обследования ЛЧ МГ, не подготовленных к ВТД.

5. Методика определения интервала времени повторного обследования для линейных участков газопровода, не подготовленных к ВТД.

6. Методика определения сроков проведения повторных ВТД.

Практическая значимость

По результатам выполненных исследований разработаны:

- СТО Газпром 2-2.3-095 - 2007 Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов.

- СТО Газпром Положение о внутритрубной диагностике трубопроводов КС и ДКС ОАО «Газпром».

- Р Газпром Правила оценки остаточного ресурса магистральных газопроводов.

- Временная Инструкция по определению стресс-коррозионного опасных участков и техническому диагностированию технологических трубопроводов газа компрессорных станций.

Результаты работ использовались для оценки технического состояния и определения сроков проведения повторных внутритрубных обследований МГ ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» Вильнюс-Калининград, ООО «Газпром трансгаз Ухта» Пунга-Ухта-Грязовец-4 и ООО «Газпром трансгаз Югорск», подводных переходов на предприятии ООО «Газпром трансгаз Томск» и технического диагностирования МГ НГПЗ-Парабель-Кузбасс.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы доложены и обсуждены на 6-ой Научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2005 г.; 1-ой Научно-технической конференции в рамках XIII Конкурса молодежных разработок среди предприятий и организаций топливно-энергетического комплекса в 2005 году «ТЭК-2005»; Х1У-ой Научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности западной Сибири - 2006», г. Тюмень, 2006 г.; Н-ой Научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Инновационный потенциал молодых специалистов как залог динамичного развития газовой промышленности», г. Москва, 2006 г; 7-ой Научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2007 г; 7-ой Научно-технической конференции «Новые технологии в газовой промышленности», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2007 г; Международной научно-практической конференции молодых специалистов и ученых «Применение новых технологий в газовой отрасли: опыт и преемственность», ООО «ВНИИГАЗ», г. Москва, 2008 г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 14 работ, в том числе две в изданиях, рекомендованных Высшей аттестационной комиссией Министерства образования и науки Российской Федерации.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, общих выводов, списка литературы из 148 наименований. Материал изложен на 130 страницах, включающих 31 рисунок, 24 таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность выбранной темы, сформулированы цель, задачи исследования, защищаемые положения, научная новизна и практическая значимость результатов работы, приведена структура диссертации.

Первая глава посвящена анализу нормативной документации и технической литературы в области диагностики технического состояния МГ.

Из проведенного анализа следует, что диагностическое обслуживание МГ на этапе эксплуатации представляет взаимосвязанную систему трех компонент: информационно-организационной (управление системой диагностического обслуживания, планирование и исполнение технического диагностирования МГ, информационное обеспечение), нормативно-методической (нормативное и методическое обеспечение технического диагностирования и оценки технического состояния МГ) и технической части (совокупность различных методов, способов, видов и средств неразрушающего контроля (НК), применяемых для контроля технического состояния МГ).

В зависимости от конструктивных особенностей линейную часть магистральных газопроводов (ЛЧ МГ) рассматривают как совокупность структурных элементов, таких как линейные участки газопровода, подводные переходы, переходы через железные и автомобильные дороги, надземные переходы. В алгоритмах диагностирования структурных элементов ЛЧ МГ, не подготовленных к ВТД, в основном предусматривается проведение наиболее информативных методов обследования - электрометрических и магнитометрических. Для структурных элементов ЛЧМГ, подготовленных к ВТД, алгоритм диагностирования предусматривает проведение ВТД, а другие виды и методы диагностики применяют с целью определения дефектов, отклонений и нарушений, не выявленных ВТД.

При проведении ВТД линейных участков МГ правила Технической эксплуатации устанавливают срок повторных обследований с периодичностью раз в пять лет. Однако такой срок проведения повторных ВТД в ряде случаев не обеспечивает надежную эксплуатацию МГ, поэтому требуется разработка методов прогноза технического состояния, по которым можно будет определять с учетом фактических данных по скорости развития дефектов время проведения повторных обследований. В настоящее время ВТД позволяет обнаруживать коррозионные дефекты с относительной глубиной, равной 10% от толщины стенки трубы, и стресс-коррозионные с относительной глубиной, равной 15 %. Внутритрубные дефектоскопы имеют высокую разрешающую способность и позволяют выявить дефекты незначительных размеров. При этом размеры дефектов или значительно завышаются или занижаются. Это подтверждают представленные на рисунке 1 результаты обработки данных измерений глубины дефектов по результатам ВТД и в шурфах. На основании этих данных невозможно достоверно оценить скорость развития каждого конкретного дефекта сравнением его размеров по данным двух ВТД. С целью получения обоснованных и надежных результатов по прогнозированию технического состояния МГ и определению сроков проведения повторных ВТД необходимо по экспериментальным данным разработать для оценки скорости развития дефектов феноменологические зависимости, параметры которых определяются по результатам статистической обработки.

Основным способом диагностики МГ (региональных газопроводов, газопроводов-отводов), не подготовленных к ВТД, является приборное обследование в шурфах. Экскавацию газопровода осуществляют на потенциально опасных участках, а также в местах, определенных по

результатам электрометрических или магнитометрических обследований. Для эффективного использования результатов электрометрических и магнитометрических обследований МГ необходимо разработать комплексную методику анализа результатов обследований с учетом факторов, способствующих образованию и росту дефектов. Комплексный анализ позволил объективнее определить места экскавации газопровода для проведения в шурфах приборного обследования.

Рисунок 1 - Сравнение глубины коррозионных дефектов, обнаруженных при ВТД на МГ Пунга-Вуктыл-Ухта-1, с глубиной этих же дефектов, определенной при приборном обследовании в шурфах

Во второй главе представлена методика определения приоритета обследования ЛЧ МГ, не подготовленных к ВТД, а также приоритеты по техническому диагностированию ЛЧМГ, проложенные через автомобильные, железнодорожные и подводные переходы.

Приоритет по техническому диагностированию ЛЧ МГ назначается по ожидаемой вероятности возникновения отказа на линейном участке за время эксплуатации.

Расчет вероятности отказа проводится по локальной интенсивности отказов к, на рассматриваемом участке ЛЧ МГ.

Значение локальной интенсивности отказов Я., рассчитывается на основании статистических данных об инцидентах и отказах на газопроводах и по результатам экспертных оценок конструктивно-технологических

особенностей, условий строительства, эксплуатации и текущего технического состояния (наличия дефектов) ЛЧ МГ.

Средняя интенсивность отказов рассчитывается на 1000 км газопроводов за год эксплуатации.

Интенсивность отказов обследуемого участка МГ А,, вычисляется в соответствии со структурной схемой, представленной на рисунке 2, по формуле:

12 I

рег ' к р

Р,' Е (Чу-Ру)

ВсР

(1)

где Хрег - среднестатистическая интенсивность отказов для газотранспортного предприятия, которое обслуживает участок газопровода — среднее число отказов в год на 1000 км газопроводов; кр- коэффициент, учитывающий зависимость интенсивности отказов от диаметра газопровода; р, и qjj - весовые коэффициенты групп и факторов риска, соответственно; ^ - балльные оценки факторов риска для рассматриваемого участка газопровода; J^j) - число факторов внутри каждой из групп; Вср- балльная оценка для

среднестатистического участка газопровода (по десятибалльной шкале), принимается равной 3,65.

Критерий определения очередности обследования переходов газопроводов через железные и автомобильные дороги основан на факторах, характеризующих их техническое состояние и балльные количественные оценки, приведенных в таблице 1.

Таблица 1

Факторы Характеристика фактора Балльная оценка

Категория А/Д Кол-во Ж/Д путей

1 Категория перехода 1 2 и более 5

2 4

3 1 3

4 2

5 1

2 Наличие населенных пунктов в нет 0

окрестности перехода на расстоянии меньше ЗхЯснип, где Яснип-минимальные безопасные

есть 5

расстояния, установленные в СНиП 2.05.06-85*

3 Нарушения охранной зоны нет 0

вблизи перехода - наличие объектов на расстоянии меньше КсНиП есть 2

4 Глубина заложения газопровода под дорогой и с обеих сторон от дороги соответствует СНиП 2.05.06-85* Да 0

нет 5

5 Расчистка трассы вблизи перехода хорошо различима 0

плохо различима 2

6 Наличие опознавательных знаков в соответствии с ВРД 39-1.10-006 есть 0

нет 2

7 Коррозионная активность грунта по ГОСТ 9.602 низкая 0

средняя 2

высокая 5

8 Защищенность средствами ЭХЗ обеспечена защита, как трубы, так и футляра 0

нет защиты футляра 2

недозащита трубы 5

9 Наличие КИП есть с обеих сторон 0

отсутствуют 2

10 Состояние изоляционного покрытия, определенное в шурфах удовлетворительное 0

неудовлетворительное 5

11 Положение трубы в футляре соответствует СНиП 2.05.0685* 0

нет уплотнителя, в футляре вода или грунт 2

нет соосности трубы и футляра 3

есть контакт трубы и футляра или футляр отсутствует 5

12 Дефекты, выявленные методом акустической эмиссии (АЭ) в соответствии с ПБ 03-593-03 нет источников АЭ 0

есть активные источники 3

есть критически или катастрофически активные источники АЭ 5

13 Отношение фактической толщины стенки трубы к проектной более 0,9 0

менее 0,9 5

14 Время, прошедшее с момента последнего обследования перехода балл равен числу лет, прошедших с момента последнего обследования

Суммарная балльная оценка является критерием для определения приоритета проведения обследования переходов.

Критерий определения очередности обследования подводных переходов также основан на факторах, характеризующих техническое состояние и аналогично по этим факторам выставляется бальная оценка.

Балльная

оценка Весовой Название

группы коэффициент группы риска

Рисунок 2 - Схема расчета риска (вероятности отказа) эксплуатации линейной части магистральных газопроводов

Третья глава посвящена разработке методики технического диагностирования линейных участков газопроводов, не подготовленных к ВТД, которая по интегральному показателю фактора риска позволяет выявить потенциально опасные (дефектные) зоны. На первом этапе определения потенциально опасных зон выполняется анализ проектной и исполнительной документации для рассматриваемого линейного участка газопровода. На втором этапе необходимо провести следующие работы:

-оценить напряженно-деформированное состояние (НДС) линейного участка газопровода;

- определить тип грунтов вдоль трассы газопровода;

- измерить коррозионную активность грунта;

- оценить состояние защитного покрытия;

- определить наличие и уровень фунтовых вод вдоль трассы газопровода; -определить зоны, подверженные периодическому смачиванию

(поверхностные и внутригрунтовые водотоки, пересыхающие ручьи, протяженные склоны, поймы рек, участки, прилегающие к болотам и водоемам);

- выявить с поверхности земли приборами, основанными на магнитометрическом методе, магнитные аномалии.

На следующем этапе производится определение количественных показателей отдельных факторов риска и обобщенного показателя фактора риска, характеризующего вероятность наличия дефектов по всей длине рассматриваемого участка. В качестве факторов, способствующих образованию и росту дефектов на газопроводе, рассмотренны: дефекты изоляционного покрытия, уровень защищенности средствами электрохимзащиты (ЭХЗ), уровень фунтовых вод, переменное (постоянное) смачивание фунта, НДС, блуждающие токи, тип фунта и коррозионную афессивность фунта. При количественной оценке факторов, способствующих образованию и росту дефектов, использованны весовые коэффициенты, рекомендуемые значения которых приведены в таблице 2. Там же приведены весовые коэффициенты для количественной оценки аномалий.

Таблица 2

№ Факторы, способствующие образованию и росту дефектов Весовой коэффициент

1 Дефекты изоляционного покрытия =0,113

2 Уровень защищенность средствами ЭХЗ $2 = 0,097

3 Уровень фунтовых вод ^з = 0,097

4 Переменное (постоянное) смачивание поверхности земли $4 = 0,068

5 НДС *5 = 0,ИЗ

6 Блуждающие токи $6 = 0,057

7 Тип фунта $7:=0,037

8 Коррозионная афессивность фунта $8=0,018

Аномалии (результаты наземного полевого обследования)

9 Источники акустико-эмиссионных сигналов $9 = 0,25

10 Магнитные аномалии $т = 0,15

1=1

Обобщенный показатель фактора риска Кф(1г), характеризующий совместное влияние факторов, способствующих образованию и росту дефектов, и наличие аномалий рассчитывают с учетом весовых коэффициентов по формуле:

Кф(1,)= (2)

где }9 - количество исследованных факторов, способствующих образованию и росту дефектов; /г - координата, отсчитываемая от начальной точки обследования газопровода; С/1г) - значение ¡-го показателя на расстоянии /, от начальной точки; - весовой коэффициент.

Для определения распределения показателей каждого фактора риска по трассе газопровода дискретные значения показателей аппроксимируются сплайн-функциями следующего вида:

+/>:(/,-/.)+с:(/г-/иу+/>:(/г-/.у, (з>

где £,(/,) - сплайн; А'т, В'т, С'т, В'т - коэффициенты сплайна,

интерполирующего значения показателя в,(1г) ; /„- координаты точек, в которых определены значения показателя.

Выбор мест экскавации линейного участка газопровода осуществляется по интегральному показателю фактора риска. Интегральный показатель фактора риска Ки(1г) отдельной трубы длиной I определяется интегрированием обобщенного показателя фактора риска Ки(1г) по длине данной трубы:

-, (4)

где Ьп - длина участка, км;

Ы— номер трубы;

1Г — координата, отсчитываемая от начальной точки обследования газопровода;

Ки(1г) - значение ¡-го показателя на расстоянии /, от начальной точки.

В качестве примера определения наиболее опасных участков на основе анализа факторов, способствующих образованию и росту дефектов, рассмотрен подземный участок трубопровода технологического газа компрессорной станции длиной 216,63 м. Участок трубопровода состоит из 18 труб длиной по 12 м, наружным диаметром Д, =1220мм и толщиной стенки трубы 8 = 19,5 мм. Для этого участка были определены показатели, характеризующие следующие факторы, способствующие образованию и росту дефектов: НДС, уровень грунтовых вод, переменное смачивание, тип грунта, коррозионная активность грунта, состояние изоляционного покрытия, магнитные аномалии. Распределение показателя Ки(1г) , характеризующего совместное влияние факторов, способствующих образованию и росту дефектов, показано на рисунке 3, из которого следует, что наибольшей вероятностью обнаружения

дефектов при экскавации трубопровода обладают участки, расположенные на 90 и 150 метрах трассы.

0,4

® 0,3 й

а

50 100 150 200

Расстояние вдоль оси от начальной тонки, м

250

Рисунок 3 - Распределение показателя Ки(1г) по трассе трубопровода (пунктиром показано среднее по длине участка значение показателя Ки(1г) )

В четвертой главе приводится методика определения времени проведения очередного обследования газопроводов. Время проведения внутритрубного обследования газопровода для оценки его коррозионного и стресс-коррозионного состояния определяется по зависимости, полученной в результате статистической обработки результатов имеющихся обследований. Структурная схема определения периодичности проведения ВТД на газопроводе с целью обнаружения стресс-коррозионных дефектов приведена на рисунке 4.

Статистическая обработка с целью определения параметров распределения стресс - коррозионных дефектов производится, начиная с первой информативной ВТД, при которой было обнаружено не менее 20 стресс - коррозионных дефектов, глубина которых равна или превышает значение 0,2 (20 % от толщины стенки трубы). По результатам следующих ВТД определяется число новых стресс - коррозионных дефектов, обнаруженных на газопроводе.

Распределение глубины дефектов, обнаруженных при проведении ВТД, описывается показательным законом распределения. Функция плотности распределения показательного закона имеет вид:

/(^) = \/уехр(-аш,/у), (5)

где /(с1т) - плотность распределения относительной глубины дефектов; у -параметр закона распределения, с!ат = в?/5 - относительная глубина дефекта (глубина дефекта, отнесенная к толщине стенки трубы).

Параметр распределения глубины дефектов, обнаруженных при первой информативной ВТД, ^ определяется по следующей формуле:

у, =0,10/1оёе[т01/т0г], (6)

где т02,т0] -число обнаруженных при ВТД стресс - коррозионных дефектов с относительной глубиной больше или равной соответственно 0,2 и 0,3.

Рисунок 4- Структурная схема определения времени проведения очередной ВТД с целью обнаружения стресс - коррозионных дефектов

Прогнозируемое число стресс - коррозионных дефектов на участке газопровода - п (включая дефекты, глубина которых ниже порога чувствительности внутритрубного дефектоскопа) вычисляют по формуле:

п = тог/ехр(-0,2/у) . (7)

Интервал времени до проведения очередного обследования газопровода с целью обнаружения стресс - коррозионных дефектов определяется из условия необходимости обнаружения дефектов, которые не были обнаружены в предыдущих обследованиях из-за их малых размеров, и обнаружения вновь образовавшихся дефектов. После поведения первой информативной ВТД интервал времени (число лет) до проведения очередного обследования газопровода рассчитывается как время, отсчитываемое с момента

проведения последней ВТД до момента времени, когда глубина хотя бы одного

не обнаруженного стресс - коррозионного дефекта вырастет до величины, превышающей значение, равное <-/„„, = 0,3, по формуле:

ДС=-Г, гп°'], 7+т,;/ез-к/;, (8)

где и - прогнозируемое число стресс - коррозионных дефектов, определённое

при статистической обработке результатов первой информативной ВТД; у -

/

число проведенных ВТД, начиная с первой информативной ВТД; Л/г -

суммарное число дефектов с относительной глубиной больше или равной 0,2, обнаруженных по итогам всех обследований, начиная с первой информативной ВТД; у, - параметр показательного закона распределения стресс-коррозионных дефектов на газопроводе, определённый при статистической обработке результатов первого информативного обследования; К/ - скорость изменения параметра закона распределения у на момент проведения последней ВТД.

Интервал времени до проведения очередного обследования газопровода с целью определения коррозионного состояния определяется из условия необходимости выявления коррозионных дефектов, которые не были обнаружены в предыдущих обследованиях, и вновь образовавшихся дефектов.

После поведения первой информативной ВТД интервал времени до проведения очередного у +1 обследования газопровода рассчитывается как время, отсчитываемое с момента проведения последней ВТД до момента времени, когда глубина хотя бы одного не обнаруженного либо не устраненного коррозионного дефекта вырастет до величины, превышающей значение, равное с1пп = 0,4, по формуле:

ЪЩ77Ъ+ъ>/(У<>> (9)

где } - количество проведенных ВТД, начиная с первой информативной ВТД; М> - планируемое к ремонту количество коррозионных дефектов по результатам проведения последней ВТД; п/ и - прогнозируемое число коррозионных дефектов и параметр закона распределения глубины коррозионных дефектов, определённые по результатам последней ВТД; И/ -скорость изменения параметра закона распределения на момент проведения последней ВТД.

Интервал времени Д^ зависит от планируемого объема ремонтных работ М?, выполняемого после проведения ВТД (чем больше будет отремонтировано дефектов, тем больше интервал времени ). Изменяя планируемый объем ремонтных работ М?, определяется функциональная зависимость интервала времени от объемов планируемого ремонта М]\ Если известно фактическое число дефектов, отремонтированных после

проведения ВТД, то интервал времени А//,)', определяется с учетом фактического объема ремонтных работ.

Определение времени проведения повторного обследования газопровода, не подготовленного для проведения ВТД, осуществляется на основе экспертной оценки локальной интенсивности отказов. Для оценки интенсивности отказов и определения времени проведения очередного комплексного обследования газопровода используются группы риска, балльные оценки которых изменяются по времени и могут быть определены при комплексном обследовании газопровода. Интенсивность отказов рассматриваемого участка А., определяется в соответствии с блок-схемой, представленной на рисунке 5, по формуле:

5 .т)

-), (Ю)

Вср

где Хср - средняя для газопроводов ОАО «Газпром» интенсивность отказов, равная 0,2 отказа в год на 1000 км газопроводов; кре, - коэффициент, учитывающий зависимость интенсивности отказов от региона прокладки газопровода; кп - коэффициент, учитывающий зависимость интенсивности отказов от диаметра газопровода; р, и - весовые коэффициенты групп и факторов риска, соответственно; - балльные оценки факторов риска для рассматриваемого участка газопровода; у(/) - число факторов внутри каждой из групп; Вср - балльная оценка среднестатистического участка газопровода.

Для экспертной оценки интенсивности отказов рассматриваются следующие группы риска: «внешние антропогенные воздействия», «коррозия», «стресс-коррозия», «природные воздействия», «отказы и утечки, имевшие место в прошлом».

Балльные оценки факторов риска ^ определяются по результатам комплексного диагностирования технического состояния газопровода.

Для вероятности безаварийной эксплуатации, равной 0,95, время безаварийной эксплуатации (число лет) газопровода вычисляется по формуле:

1 = 1п(0,95)-1000

где 1У - средняя длина участка газопровода, равная 60 км.

Если расчетное время проведения следующего комплексного диагностирования технического состояния оказывается малым, намечаются рекомендации по повышению эксплуатационной надежности. С учетом намеченных мероприятий пересчитывается локальная интенсивность отказов и для полученного значения Хя определяется время проведения следующего обследования газопровода.

Время проведения

обследования □

Локальная интенсивность аварий

Рисунок 5 - Схема определения локальной интенсивности отказов X, газопровода и времени проведения его следующего комплексного диагностирования

В пятой главе рассматривается методика оценки технического состояния линейных участков МГ по результатам ВТД. Критерием оценки технического состояния линейного участка МГ является показатель технического состояния, характеризующий поврежденность линейного участка МГ от обнаруженных дефектов. Показатель технического состояния линейного участка МГ определяется по показателям технического состояния труб, соединительных деталей и сварных соединений. Показатели технического состояния труб, соединительных деталей и сварных соединений отражают отдельные составляющие технического состояния (стресс-коррозионное состояние, коррозионное состояние, и т.д.).

В аналитическом виде показатель технического состояния линейного участка МГ по результатам ВТД РВТд вычисляется по формуле:

Р«д=1-а-Р,)-(1-у>*-Рш), (12)

где р, - показатель технического состояния труб и соединительных деталей; рш - показатель технического состояния сварных соединений, у„ - весовой коэффициент.

Для определения показателя технического состояния труб и соединительных деталей р, используется следующее выражение:

р, = \-а-<1с)-(\-с1к)-а-<10)-(\-с1г)-(\-<111), (13)

Внешние воздействия Р>

Стрссс-корроэия ВЗ

Природные воздействия

| вф|-►Пн)^

17ГТ ЕЛ-

Балльная оценка рассматриваемого

участка .

Средняя интенсивность аварий по МГ ЕСГ РФ . в год на 1000 км

Регоинальный коэффициент

И

Зависимость от диаметра _

Балльная оценка среднестатистического участка МГ РФ

где с1с - поврежденность линейного участка МГ от трещиноподобных дефектов, включая стресс-коррозионные трещины; (1к - поврежденность линейного участка МГ от дефектов потери металла стенки трубы (коррозии); с10 - поврежденность линейного участка МГ при наличии овализации сечения труб; (¡г - поврежденность линейного участка МГ, связанная с наличием на трубах дефектов типа гофры и вмятины; - поврежденность соединительных деталей линейного участка МГ.

Поврежденность линейного участка МГ йс, характеризующая трещины, вычисляется как сумма поврежденностей труб, отнесенных к общему количеству труб и соединительных деталей на линейном участке МГ. Поврежденность трубы, обусловленная трещиноподобным дефектом, вычисляется по формуле:

= (14)

^р

где ■ относительная глубина трещиноподобного дефекта (глубина дефекта, отнесенная к толщине стенки трубы); - относительная глубина трещиноподобного дефекта, при которой по расчетам происходит разрыв трубы при рабочем (нормативном) давлении. Величина £,с определяется по формуле:

-1-А -

->/>

--1-А1 -4-А-\ 1-

] 1 (15)

2-А

где а„- кольцевые напряжения при рабочем (нормативном) давлении, МПа; <2 - коэффициент, учитывающий длину дефекта потери металла; а, -временное сопротивление материала, МПа; А - коэффициент, значение которого определяется из выражения:

(16) 219780 ХСК

где п - коэффициент равный 3,14; 8 - толщина стенки трубы, мм; КСУ -ударная вязкость, Дж/см2.

Если поврежденность трубы, обусловленная трещиноподобным дефектом, превышает значение, равное 1, то ла принимается равным 1.

Показатель технического состояния линейного участка МГ с учетом объема планируемых или выполненных ремонтных работ РЦТЛ так же определяется по вышеизложенной методике, но при этом не учитываются отремонтированные трубы, соединительные детали и сварные швы.

По значениям показателей технического состояния линейных участков МГ может быть рассчитан показатель технического состояния всего магистрального газопровода по формуле:

?мг = ~Т~' X! Рвтло)' (,)■> (17)

ч. <-1

где суммарная длина линейных участков МГ, обследованных ВТД, км; Ы1у-количество линейных участков МГ, обследованных ВТД; Ртш- показатель технического состояния ¿- того линейного участка; Ь1у П1 - длина /' -того участка, км.

В зависимости от показателя технического состояния и скорости его изменения рекомендуются мероприятия по поддержанию работоспособности линейного участка МГ. Скорость изменения показателя технического состояния линейного участка МГ для случая, когда на линейном участке МГ ВТД проведена два и более раз, определяется по формуле:

д/„

(18)

где Р,,ТЛ - показатель технического состояния линейного участка МГ, определенный по результатам последней ВТД без учета планируемых (проведенных) по ее итогам ремонтных работ; Р£тл - показатель технического состояния линейного участка МГ, определенный по результатам предпоследней ВТД с учетом ремонтных работ; МЙТЛ - количество лет, прошедших между обследованиями.

Если на линейном участке МГ ВТД проведено впервые, то скорость изменения показателя технического состояния линейного участка МГ вычисляется по формуле:

(19)

где ¡т- время эксплуатации линейного участка МГ на момент проведения первой ВТД, лет.

В зависимости от значения показателя технического состояния линейного участка МГ Рвтд и скорости его изменения V рекомендуемые мероприятия по поддержанию работоспособности линейного участка МГ приведены в таблице 3.

Таблица 3

Рвтд V, 1/год Мероприятия по поддержанию работоспособного состояния линейного участка МГ Оценка технического состояния линейного участка МГ

Рвтд < 0,03 У< 0,001 Следующая ВТД линейного участка МГ через пять лет. Проведение выборочного ремонта с преимущественным применением технологий ремонта, не требующих Исправное

остановки транспорта газа

0,03 < Рвтд < 0,0 6 0,001 <У< 0,002 Следующая ВТД линейного участка МГ с интервалом менее пяти лет (интервал времени определяется по СТО Газпром 2-2.3-095). Проведение текущего ремонта Неисправное-работоспособное

0,06< Рвтд < 0,3 0,002 <¥< 0,004 Диагностика с применением наружных сканеров дефектоскопов и переизоляция участка с частичной заменой труб Неработоспособное-ремонтнопригодное

Рвтд > 0,3 Вывод линейного участка МГ в капитальный ремонт с полной заменой труб Предельное

Показатель технического состояния Рш и скорость его изменения V можно использовать для планирования очередности проведения ремонтных работ на линейных участках МГ. В первую очередь ремонтные работы необходимо планировать на линейных участках МГ с наибольшим значением величины Кт;!, которая вычисляется по формуле:

Квтд -рвтд +С,> (20)

где С, - произведение скорости изменения показателя технического состояния линейного участка МГ V на интервал времени, равный пяти годам (средний интервал времени между ВТД). Величина С, учитывает динамику изменения показателя технического состояния и позволяет произвести планирование очередности ремонта для линейных участков МГ с близкими или равными значениями показателей технического состояния.

Представленная методика анализа технического состояния линейных участков МГ позволяет дать количественную оценку их технического состояния, по результатам которой назначаются мероприятия по поддержанию их работоспособного состояния. Результаты оценки также позволяют определить с учетом динамики изменения показателя технического состояния очередность ремонта линейных участков МГ.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1 Выполнен анализ существующих нормативных документов, технической литературы, научно-исследовательских работ, отечественного и зарубежного опыта эксплуатации и обслуживания линейной части магистральных газопроводов, по результатам которого определены основные проблемы системы диагностического обслуживания магистральных газопроводов.

2 Разработана методика статистической обработки результатов внутритрубного обследования магистральных газопроводов, позволяющий оценить параметры закона распределения коррозионных и стресс-коррозионных дефектов.

3 Предложен метод прогноза коррозионного и стресс-коррозионного состояния линейного участка магистрального газопровода.

4 На основе статистической обработки результатов внутритрубной диагностики и прогноза коррозионного и стресс-коррозионного состояния газопровода разработана методика определения сроков проведения повторных внутритрубных обследований магистральных газопроводов. Методика апробирована при расчете времени проведения очередных ВТД на участках магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» Вильнюс-Калининград, ООО «Газпром трансгаз Ухта» Пунга-ухта-Грязовец-4 и ООО «Газпром трансгаз Югорск»

5 Для магистральных газопроводов, не подготовленных к внутритрубной диагностике, на основе экспертной оценки локальной интенсивности отказов разработана методика определения приоритета и времени проведения комплексного обследования. Методика апробирована на региональных газопроводах ООО «Газпром трансгаз Казань» Миннибаево-Казань и Миннибаево-Тубанкуль II.

6 Разработаны критерии определения приоритета обследования подводных переходов, переходов через железные и автомобильные дороги, основанные на анализе факторов, характеризующих техническое состояние в бальных оценках. Критерии использованы для определения приоритета обследования подводных переходов предприятия ООО «Газпром трансгаз Томск».

7 Разработана методика оценки технического состояния линейных участков магистральных газопроводов по результатам внутритрубного обследования. Критерием оценки технического состояния линейного участка МГ является показатель технического состояния, характеризующий поврежденность линейного участка МГ.

8 Разработана процедура планирования очередности проведения и вида ремонтных работ на линейных участках МГ. В первую очередь ремонтные работы необходимо планировать на линейных участках МГ с наибольшим значением параметра, учитывающего значение показателя технического состояния и динамику его изменения

Результаты диссертационной работы представлены в следующих публикациях:

1. Василевич A.B. Проблемы надежности и безопасности объектов ЛЧМГ/ A.B. Василевич, В.И. Городниченко // Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: Материалы 6-ой научно-технической конференции, посвященной 75-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 26-27.01.2005. - Москва, ФАО РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. - С. 218-219.

2. Василевич A.B. Повышение надежности и безопасности объектов линейной части МГ // Проблемы и перспективы совершенствования государственной границы: Материалы XVI межвузовской научной конференции. -Калининград, КВИ ФСБ РФ, 2005. - С. 28-30.

3. Василевич A.B. Обеспечение надежности и эффективности работы линейной

части МГ// Научно-технические проблемы прогнозирования надежности и долговечности конструкций и методы их решения: Труды VI Международной конференции. - Санкт-Петербург, изд-во Политехи, ун-та, 2005.-С. 111-112.

4. Василевич A.B. Статистический анализ результатов внутритрубного обследования газопроводов /A.B. Василевич, В.И. Городниченко, В.Е. Грязин // Диагностика оборудования и трубопроводов: Науч- технич. сб. -№1. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. - С. 14-24.

5. Василевич A.B. Диагностическое обслуживание магистральных газопроводов// Новые технологии в газовой промышленности: Материалы шестой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России. - Москва, изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. - С. 20.

6. Василевич A.B. Совершенствование методов диагностики и анализа локальных дефектов газопроводов// Обзорная информ. Сер. Транспорт и подземное хранение газа - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2005. - 44 с.

7. Василевич A.B. Совершенствование методов диагностики магистральных газопроводов // Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири: Сборник тезисов докладов XIV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипрогаз. - Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2006. - С. 175-177.

8. Василевич A.B. Статистическая обработка результатов внутритрубного обследования газопроводов // Инновационный потенциал молодых специалистов как залог динамичного развития газовой промышленности: Тезисы докладов II научно-практической конференции г. Москва, сентябрь 2006 - Москва, ЗАО «Ямалгазинвест», 2006. - С. 14-15.

9. Василевич A.B. Модели статистического анализа коррозионного и стресс-коррозионного состояния газопроводов// Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: Материалы 7-ой Всероссийской научно-технической конференции г. Москва, 29-30 января 2007. - Москва, ФАО РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007. - С. 197198.

10. Василевич A.B. Методика определения периодичности проведения внутритрубной диагностики на линейной части магистральных газопроводов с учетом проводимых ремонтных работ // A.B. Василевич, В.И. Городниченко, В.Е. Грязин // Наука и техника в газовой промышленности. - 2007. - № 3. - С. 35-44.

11. Василевич A.B. Внедрение новых технологий диагностики магистральных газопроводов // Сборник работ победителей XIV Конкурса научно-

технических разработок среди молодежи предприятий и организаций топливно-энергетического комплекса - Москва, 2006 - С. 134-137.

12. Василевич A.B. Методология диагностического обследования по результатам ВТД на участках магистрального газопровода // Новые технологии в газовой промышленности: Тезисы докладов VII научно-технической конференции РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина г. Москва 2-28 сентября 2007. - С. 15

13. Василевич A.B. Оценка остаточного ресурса газопровода по результатам технического диагностирования / A.B. Василевич, В.И. Городниченко // Газовая промышленность. - 2007. - № 10 - С. 80-82.

14. Василевич A.B. Повышение эффективности диагностического обследования линейной части магистральных газопроводов и газопроводов-отводов // Применение новых технологий в газовой отрасли: опыт и преемственность: Тезисы докладов Международной научно-практической конференции молодых специалистов и ученых г. Москва, 30 сентября-01 октября 2008г. -М.: ВНИИГАЗ, 2008 С. 47-48.

Подписано к печати 17.11.2008 г. 1 уч. - изд.л.ф-т 60x84/16 Тираж 150 экз. Заказ № 5734 Отпечатано в ООО «ВНИИГАЗ» по адресу 142717, Московская область, Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «ВНИИГАЗ»

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Василевич, Александр Владимирович

Введение.

Глава 1. Анализ методов диагностирования линейной части магистральных газопроводов.

1.1 Методы и средства технического диагностирования.

1.2. Система диагностического обслуживания.

1.3 Системный подход к техническому диагностированию линейной части магистральных газопроводов.

1.4 Схема технического диагностирования линейной части магистральных газопроводов.

Глава 2. Разработка приоритета обследования и технического диагностирования магистральных газопроводов, не подготовленных к внутритрубной диагностики.

2.1 Методика определения приоритета обследования линейной части магистральных газопроводов через автомобильные, железнодорожные и подводные переходы.

2.1.1 Критерии определения приоритета по техническому диагностированию линейной части магистральных газопроводов.

2.1.2 Определение на основе экспертной оценки ожидаемой локальной интенсивности аварий сроков безопасной эксплуатации участка газопровода Казань- Горький

2.1.3 Критерии определения очередности обследования переходов через железные и автомобильные дороги

2.1.4 Определения очередности технического диагностирования переходов через автомобильные и железные дороги.

2.1.5 Критерии определения очередности обследования подводных переходов.

2.1.6 Определения очередности технического диагностирования подводных переходов

Глава 3. Методика технического диагностирования магистральных газопроводов, не подготовленных к проведению внутритрубной дефектоскопии

3.1 Определение показателей технического состояния магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Ухта».

Глава 4. Диагностика коррозионных и стресс-коррозионных дефектов.

4.1 .Статистическая обработка стресс-коррозионных дефектов по результатам внутритрубной инспекции

4.2. Определение сроков проведения повторной внутритрубной инспекции магистральных газопроводов для обнаружения стресс-коррозионных дефектов

4.3. Ранжирование стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности

4.4. Статистическая обработка коррозионных дефектов по результатам внутритрубной инспекции

4.5. Определение сроков проведения внутритрубной дефектоскопии для обнаружения коррозионных дефектов

4.6. Ранжирование коррозионных дефектов по степени их опасности

4.7. Результаты статистической обработки коррозионных дефектов МГ Вильнюс-Калининград ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург»

4.8. Определение сроков проведения внутритрубной дефектоскопии МГ Вильнюс-Калининград ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург»

4.9. Результаты статистической обработки стресс-коррозионных дефектов МГ Пунга-Ухта-Грязовец-4 ООО «Газпром трансгаз Ухта»

4.10. Определение сроков проведения внутритрубной дефектоскопии МГ Пунга-Ухта-Грязовец-4 ООО «Газпром трансгаз Ухта». 79 4.11 Оптимизация планов проведения ВТД в

ООО «Газпром трансгаз Югорск».

4.12 Методика определение времени проведения повторного обследования участка магистрального газопровода по результатам экспертной оценки интенсивности отказов, составленной на основе комплексного диагностирования технического состояния газопровода.

4.13 Определение времени проведения комплексного обследования по результатам экспертной оценки на МГ Вуктыл-Ухта II

Глава 5. Исследование технического состояния магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции

5.1. Критерий оценки технического состояния линейной части магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции.

5.2. Формиромирование рангов опасности дефектов.

5.3 Алгоритм принятия решений по определению технического состояния линейной части магистральных газопроводов

5.4 Прогнозирование технического состояния линейной части магистральных газопроводов 110 Основные результаты и выводы

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности диагностики технического состояния линейной части магистральных газопроводов"

С увеличением сроков эксплуатации и неуклонным старением системы газопроводов, включая магистральные и региональные газопроводы, а также газопроводы-отводы возрастает вероятность их отказов по причине коррозии и стресс-коррозии. Многие региональные газопроводы, газопроводы-отводы построены в однониточном исполнении и обеспечивают газоснабжение городов и промышленных предприятий, перебои поставок газа которым недопустимы. В этой связи в обеспечении эксплуатационной надежности газопроводов неуклонно возрастает роль системы их диагностического обследования.

В настоящее время основным инструментом системы диагностического обследования газопроводов является внутритрубная диагностика (ВТД), объемы которой за последнее время неуклонно росли и сейчас составляют примерно 20 тысяч км в год. Такие объемы работ по ВТД позволили провести первичное обследование всех газопроводов подготовленных к ВТД и сейчас стоит задача по проведению их повторного обследования. Для эффективного решения этой задачи необходимо определить оптимальные сроки проведения на газопроводах повторных ВТД. т. е. так определить время обследования газопровода, чтобы в период между ВТД дефекты не достигли критических размеров и не привели к отказу.

На большинстве региональных газопроводах и газопроводах-отводах по ряду причин проводить (ВТД) невозможно и поэтому для них основным методом определения их технического состояния являются электрометрические измерения. Электрометрические измерения позволяют надежно решать проблему диагностики коррозионных дефектов, но их недостаточно для обнаружения стресс-коррозионных дефектов. Для решения этой задачи необходимо развивать как методические подходы так и способы обнаружения стресс-коррозионных дефектов.

Таким образом, совершенствование ВТД и диагностики технического состояния газопроводов не подготовленных к ВТД на основе передовых технологий контроля и современных способов обработки результатов диагностики является актуальной проблемой и ее решение не только повысит эффективность диагностического обследования газопроводов, но и обеспечит их безопасную эксплуатацию.

Цель представленной работы — является повышение эффективности диагностического обследования магистральных газопроводов, региональных газопроводов и газопроводов-отводов посредством оптимизации сроков проведения ВТД, а также совершенствованием методик технического диагностирования линейных участков газопроводов, не подготовленных к проведению ВТД, подводных переходов, переходов через железные и автомобильные дороги.

Для достижения поставленной цели сформулированы и решены следующие основные задачи исследования:

• На основе статистической обработки результатов ВТД предложены модели для прогноза коррозионного и стресс-коррозионного состояния газопроводов;

• Для определения сроков проведения повторных ВТД с целью обнаружения коррозионных или стресс-коррозионных дефектов разработаны математические модели, основанные на определении изменения параметров законов распределения коррозионных и стресс-коррозионных дефектов;

• Для линейных участков газопроводов, не подготовленных к внутритрубной диагностике, на основе экспертной оценки локальной интенсивности отказов создана модель определения времени проведения их комплексного обследования;

• Впервые предложена методика комплексного обследования линейных участков газопроводов, не подготовленных к ВТД, основанная на анализе факторов, способствующих образованию и росту дефектов, таких как уровень грунтовых вод, состояние защитного покрытия, коррозионная агрессивность грунта;

• Впервые предложена математическая модель для количественной оценки технического состояния газопроводов;

• Разработаны критерии по выбору приоритета диагностических работ на подводных переходах, переходах через железные и автомобильные дороги.

Основными научными результатами работы являются разработанные:

• СТО«Газпром»2-2.3-095 - 2007 Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов.

• СТО «Газпром» 2-2.3-066-2006 Положение о внутритрубной диагностике трубопроводов КС и ДКС ОАО «Газпром».

• Правила оценки остаточного ресурса магистральных газопроводов.

• Временная Инструкция по определению стресс-коррозионно опасных участков и техническому диагностированию технологических трубопроводов газа компрессорных станций.

Результаты работ использовались для оценки технического состояния и определения сроков проведения повторных внутритрубных обследований магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» Вильнюс-Калининград, ООО «Газпром трансгаз Ухта» Пунга-Ухта-Грязовец-4 и ООО «Газпром трансгаз Югорск», определения приоритетов обследований подводных переходов на предприятии ООО «Газпром трансгаз Томск» и технического диагностирования магистрального газопровода НГПЗ-Парабель-Кузбасс.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Василевич, Александр Владимирович

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1 Выполнен анализ существующих нормативных документов, технической литературы, научно-исследовательских работ, отечественного и зарубежного опыта эксплуатации и обслуживания линейной части магистральных газопроводов, по результатам которого определены основные проблемы системы диагностического обслуживания магистральных газопроводов.

2 Разработана методика статистической обработки результатов внутритрубного обследования магистральных газопроводов, позволяющий оценить параметры закона распределения коррозионных и стресс-коррозионных дефектов.

3 Предложена методика прогноза коррозионного и стресс-коррозионного состояния линейного участка магистрального газопровода.

4 На основе статистической обработки результатов внутритрубной диагностики и прогноза коррозионного и стресс-коррозионного состояния газопровода разработана методика определения сроков проведения повторных внутритрубных обследований магистральных газопроводов. Методика апробирована при расчете времени проведения очередных ВТД на участках магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» Вильнюс-Калининград, ООО «Газпром трансгаз Ухта» Пунга-Ухта-Грязовец-4 и ООО «Газпром трансгаз Югорск»

5 Для магистральных газопроводов, не подготовленных к внутритрубной диагностике, на основе экспертной оценки локальной интенсивности отказов разработана методика определения приоритета и времени проведения комплексного обследования. Методика апробирована на региональных газопроводах ООО «Газпром трансгаз Казань» Миннибаево-Казань и Миннибаево-Тубанкуль И.

6 Разработаны критерии определения приоритета обследования подводных переходов, переходов через железные и автомобильные дороги, основанные на анализе факторов, характеризующих техническое состояние в бальных оценках. Критерии использованы для определения приоритета обследования подводных переходов предприятия ООО «Газпром трансгаз Томск».

7 Разработана методика оценки технического состояния линейных участков магистральных газопроводов по результатам внутритрубного обследования. Критерием оценки технического состояния линейного участка МГ является показатель технического состояния, характеризующий поврежденность линейного участка МГ.

8 Разработана процедура планирования очередности проведения и вида ремонтных работ на линейных участках МГ. В первую очередь ремонтные работы необходимо планировать на линейных участках МГ с наибольшим значением параметра, учитывающего значение показателя технического состояния и динамику его изменения

117

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Василевич, Александр Владимирович, Москва

1. А.А.Абакумов, А.А.Абакумов (мл.) Магнитная Диагностика газонефтепроводов. — М.: Энергоатомиздат, 2001.440 е.: ил.

2. Болотин В.В. Уравнения роста усталостных трещин // Механика твердого тела. 1983. #4. —С. 153-160.

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

4. Будзуляк Б.В. основные направления повышения надежности и безопасности газотранспортных систем ОАО «Газпром»//Газовая промышленность.-2005.-№8.-С.12-14.

5. Будзуляк Б.В. программа переизоляция магистральных газопроводов//Газовая промышленность.-2004.-№6.-С. 18-20.

6. Будзуляк Б.В., Губанок И.И., Салюков В.В., Велиюлин И.И. Концепция ремонта линейной части МГ. //Газовая промышленность. -2003. №8. -С.62-65.

7. Будзуляк Б.В., Салюков В.В., Харионовский В.В. продление ресурса магистральных газопроводов//Газовая промышленность.-2002.-№7.-С.59-60.

8. В.В.Налимов. Применение математической статистики при анализе вещества. Государственное издательство физико-математической литературы. Москва 1960.

9. Велиюлин И.И. Совершенствование методов ремонта газопроводов. М.:Нефть и газ, 1997.-223с.

10. Велиюлин И.И., Седых А.Д., Альшанов А.П., Магдалинская ИВ., Сафаров A.C. Статистический анализ размеров дефектов при разрушении магистральных трубопроводов // Транспорт и подземное хранение газа (М.: ВНИИЭГазпром)-1989.-№6.-С.6-14.

11. Овчаров C.B. Разработка методов анализа риска эксплуатации магистральных трубопроводов, автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук.

12. Грязин В.Е., Городниченко В.И. Методология прогноза технического состояния магистральных газопроводов и сроков проведения ВТД. Международная конференция «Газотранспортные системы: настоящее и будущее», Москва, ВНИИГАЗ, 12-13 апреля 2005 г.

13. Грязин В.Е., Городниченко В.И., Попов О.Н. Прогноз технического состояния магистральных газопроводов и сроков проведения внутритрубной диагностики. Труды международной деловой встречи «Диагностика - 2005», Москва, апрель, 2005 г.

14. Губанок И.И. Повышение надежности и безопасности объектов линейной части МГ//Газовая промышленность.-2004.-№6.-С.20-21.

15. Губанок И.И. Повышение несущей способности трубопроводов посредством применения предварительно напряженной муфты: Сб.науч.тр. //Надежность и ресурс газопроводных конструкций. -М.: Тип. «Наука». 2002. -С.255-259.

16. Губанок И.И., В.В.Харионовский Прогноз технического состояния газопроводов: инженерные подходы // газовая промышленность.-2005.-№ 11.-С.41-44.

17. Губанок И.И., Харионовский В.В. Прогноз технического состояния газопроводов: инженерные подходы. // Газовая промышленность. 2005, №11.

18. Губанок И.И., Харионовский В.В. Управление надежностью магистральных газопроводов // Наука и техника в газовой промышленности. 2005, №2, с.7-9.

19. Дедешко В.Н., Губанок И.И., Салюков В.В. и др. Развитие системы диагностического обслуживания магистральных газопроводов ОАО «Газпром». //Четырнадцатая международная деловая встреча «Диагностика-2004». -М.: ООО «ИРЦ Газпром», том. 1. -С.15-25.

20. Дедешко в.Н., Салюков В.В. Развитие системы диагностического обслуживания МГУ/Газовая промышленность.-2005.-№8.-С.15-18.

21. Диагностика оборудования и трубопроводов: науч. техн. Сб.-М.: ООО «ИРЦ Газпром».-2004.-№2.

22. Диагностика оборудования и трубопроводов: науч. техн. Сб.-М.: ООО «ИРЦ Газпром».-2004.-№3.

23. Диагностика оборудования и трубопроводов: науч. техн. Сб.-М.: ООО «ИРЦ Газпром».-2004.-№4.-32с.

24. Захаров М.Н., Лукьянов В.А. Оценка прочности труб с выявленными внутритрубной диагностикой дефектами // Защита от коррозии и охрана окружающей среды.-1997.-№1-2.-С.9-11.

25. Захаров М.Н., Лукьянов В.А. Прочность сосудов и трубопроводов с дефектами стенок в нефтегазовых производствах. М.: ГУЛ изд-во «Нефть и Газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000.-216с.

26. Зацепин В.В. Анализ методов расчета напряженного состояния тройникового соединения трубопроводов: Обз. Инф. Сер.: Транспорт и подземное хранение газа.- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004.-52с.

27. Иванцов О.М., Харионовский В.В., Черний В.П. Сопоставление методик расчета магистральных трубопроводов по нормам России, США, Канады и европейских стран. М.: ИРЦ Газпром, 1996.-51с.

28. Канайкин В.А. Диагностика коррозийных повреждений магистральных газопроводов/Под ред. В.Ф.Чабуркина.-М.:МГТУ,2000.-108с.

29. Канайкин В.А., Чабуркин В.Ф. Комплексная диагностика-основа обеспечения безопасности МГ// Газовая промышленность.-2005.-№8.-С.20-24.

30. Кношински 3. ремонтные мероприятия, инспекция и оценка состояния трубопроводов./ Материалы отраслевого совещания ОАО «Газпром» «Особенности проявления КРН на магистральных газопроводах ОАО

31. Газпром». Методы диагностики, способы ремонта дефектов и пути предотвращения КРН», г. Ухта. 11-15 ноября 2002г.- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003, часть 1.

32. Кузьмин Б.А. Металлургия, металловедение и конструкционные материалы.-М.: Высшая школа, 1977.

33. Купершляк-Юзефович Г.М., Разумов Ю.Г.Расчет разрушающего давления в газопроводах, поврежденных коррозийным растрескиванием под напряжением -КНР //Строительство трубопроводов.- 1996.-№6.-С. 17-18.

34. Литвин И.Е. Влияние поверхностных коррозионных дефектов на несущую способность магистральных газопроводов. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук.- Москва, 1985.

35. Магнитная диагностика газонефтепроводов.-М.:Энергоатомиздат, 2001.440 е.: ил.

36. Методика обеспечения надежности газопроводов /В.В. Харионовский, И.Н. Курганова, О.М. Иванцов и др.//Строительство трубопроводов.-1996.-№4-5,-С.40-42.

37. Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами, их ранжирования по степени опасности и определению остаточного ресурса. ВРД 39-1.10-004-99.-М.: ИРЦ Газпром, 2000.

38. Научно-технические проблемы прогнозирования надежности и долговечности конструкций и методы их решений: Труды VI Между нар. Конф. СПб.: Изд-во Политехи. Ун-та, 2005. 582с.

39. Неразрушающие методы контроля. Спецификатор различий в национальных стандартах разных стран /Под редакцией профессора В. Я. Кершенбаума — М.: Центр "Наука и техника", 1995. Т.З. -244 с.

40. Неразрушающий контроль и диагностика. — Спра- вочник /В.В. Клюев, Ф.Р. Соснин, В.Н. Филинов и др.— М.Машиностроение, 1995. -487 с.

41. Неразрушающий контроль и диагностика. Справочник / В.В. Клюев, Ф.Р. Соснин, В.Н. Филинов и др. - М.Машиностроение, 1995. -487с.

42. Партон В.З., Морозов Е.М. Механика упруго-пластического разрушения.- М.: Наука, 1985.-504с.

43. Пастернак В.И. Современные методы дефектоскопии газопроводных труб // Потенциал.- 1998.-№2. С.32-35.

44. Пастернак В.И. Современные методы дефектоскопии газопроводных труб // Научно-технический сборник «отечественный и зарубежный опыт». М.:ИРЦ Газпром, 1996.-С.40-49.

45. Положение о порядке диагностирования технологического оборудования взрывоопасных производств топливно-энергетического комплекса (утверждено ГГК «Газпром» 25.06.1992 г., согласовано с Госгортехнадзором РФ 25.12.1992г-)

46. Положение о порядке подготовки и аттестации работников организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, подконтрольные Госгортехнадзору России, утв. Госгортехнадзором России №2 от 11.01.99.

47. Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасныхпроизводственных объектах (утверждены Госгортехнадзором России 09.07.02, №43)

48. Полозов В.А. Критерии опасности повреждений магистральных газопродуктопроводов //Газовая промышленность.-!998.-№6.-С.13-15.

49. Порядок продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов ОАО «Газпром». ВРД 39-1.20-043-2001.-М.:ИРЦ Газпром,2001.

50. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (утверждены Постановлением Госгортехнадзора России от 09.04.98, № 24)

51. Правила организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте (утверждены Постановлением Правительства России от 10.03.99, №263).

52. Правила производства работ по капитальному выборочному ремонту магистральных газопроводов в различных природно-климатических условиях. ВСН 39-1.10-005-2000.-М.: ИРЦ Газпром, 1997.

53. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. ВРД 39-1.10-006-2000.-М.'ИРЦ Газпром,2000.

54. Прогнозирование остаточного ресурса прочности магистральных газонефтепроводов с учетом продолжительности эксплуатации /Ю.И. Пашков, Ю.И. Анисимов, Г.А. Ланчаков и др.//Строительство трубопроводов.-1996.-№2.-С.2-5.

55. Рекомендации по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов. ВНИИГАЗ, 1998.

56. Рекомендации по оценке работоспособности участка газопроводов с поверхностным повреждениями.- М.: ВНИИГАЗ, 1996.

57. Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с дефектами типа овализации /В.В.Харионовский, И.Н.Курганова, Д.И.Ремизов и др.-М.:ВНИИГАЗ, РАО «Газпром», 1996.

58. Руководство по анализу результатов внутритрубной инспекции и оценки опасности дефектов. ВРД 39-1 .Ю-001-99.-М.:ОАО «Газпром».-1999.-17 .

59. Руководство по анализу результатов внутритрубной инспекции и оценке опасности дефектов. ВРД 39-1.10-001-99.-М.: ВНИИГАЗД999.

60. ПБ 03-593-03 Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов

61. ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения

62. ГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод

63. ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые

64. ГОСТ 18353-79 Контроль неразрушающий. Классификация видов и методов

65. ГОСТ 20415-82 Контроль неразрушающий. Методы акустические. Общие требования

66. ГОСТ 21104-86 Контроль неразрушающий. Магнитоферрозондовый метод

67. ГОСТ 21105-90 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод

68. ГОСТ 23479-92 Контроль неразрушающий. Методы оптического вида. Общие требования

69. ГОСТ 23667-85 Контроль неразрушающий. Дефектоскопы ультразвуковые. Методы измерения основных параметров

70. ГОСТ 24289-80 Контроль неразрушающий вихретоковый. Термины и определения

71. ГОСТ 25225-82 Контроль неразрушающий. Швы сварных соединений трубопроводов. Магнитографический метод

72. ГОСТ 27655-88 Акустическая эмиссия. Термины, определения и обозначения

73. ГОСТ 28702-90 Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общие технические требования

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

75. ГОСТ Р 51330.9-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон

76. ГОСТ Р 52005-2003 Контроль неразрушающий. Метод магнитной памяти металла. Общие требования

77. СТО Газпром РД 1.10-098-2004 Методика технического диагностирования трубопроводов и обвязок технологического оборудования газораспределительных станций магистральных газопроводов

78. СТО Газпром 2-3.5-032-2005 Положение по организации и проведению контроля за соблюдением требований промышленной безопасности и обеспечением работоспособности объектов Единой системы газоснабжения ОАО «Газпром»

79. СТО РД Газпром 39-1.10-084-2003 Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром»

80. СТО РД Газпром 39-1.10-088-2004 Регламент электрометрической диагностики линейной части магистральных газопроводов

81. РД 51-3-96 Регламент по техническому обслуживанию подводных переходов магистральных газопроводов через водные преграды

82. ВРД 39-1.10-026-2001 Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов

83. ВСН 39-1.10-003-2000 Положение по техническому обследованию и контролю за состоянием надземных переходов магистральных газопроводов

84. ВРД 39-1.10-016-2000 Методика оценки работоспособности балочных переходов магистральных газопроводов через малые реки, ручьи и другие препятствия

85. ВРД 39-1.011-27-2001 Инструкция по магнитному контролю линейной части магистральных газонефтепродуктопроводов.

86. РД 09-102-95 Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России.

87. РД 102-008-2002 Инструкция по диагностике технического состояния трубопроводов бесконтактным магнитометрическим методом96. 39-1.10-023-2001 Инструкция по обследованию и ремонту газопроводов, подверженных КРН, в шурфах

88. Методика о порядке продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов ОАО «Газпром». ООО «ВНИИГАЗ, 2005 г.

89. СТО Газпром 2-3.5-045-2006 Порядок продления срока безопасной эксплуатации линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром»

90. ВСН 39-1.10-009-2002 Инструкция по отбраковке и ремонту труб линейной части магистральных газопроводов, ВНИИГАЗ, 2002г.

91. ВРД 39-1.10-063-2002 Инструкция по оценки работоспобности и отбраковке труб с вмятинами и гофрами.

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

93. СНиП 1.05.06.-85* Магистральные трубопроводы.

94. ВРД 39-1.10-006-2000* Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов

95. А.З.Воробьев, Б.И.Олькин, В.Н.Стебенев, Т.С.Родченко, Сопротивление усталости элементов конструкций. М.Машиностроение, 1990.235с.

96. ГОСТ 25.101-83 Методы схематизаций случайных процессов нагружения элементов машин и конструкций и статистического представления результатов.

97. ГОСТ 25.502-79 Расчеты и испытания на прочность в машиностроении. Методы механических испытаний металлов. Методы испытаний на усталость.

98. ГОСТ 25.507-85 Расчеты и испытания на прочность в машиностроении. Методы испытаний на усталость при эксплуатационных режимах нагружения. Общие требования.

99. ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения.

100. СТО Газпром 2-3.5-046-2006 Порядок экспертизы технических условий на оборудование и материалы, аттестации технологий и оценки готовности организаций к выполнению работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа ОАО «Газпром»

101. Силкин В.М., Ботов В.М., Перушев В.И. Научно-практический опыт ООО «ВНИИГАЗ» по продлению срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов ОАО «Газпром» // Наука и техника в газовой промышленности. — 2005, №2, с. 16-19.

102. СНиП 2.05.06.-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России М.:ГУП ЦПП, 1998. -52с.

103. Федеральный Закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» № 116-ФЗ от 21 июля 1997 г. с изменениями от 10.01.2003 г.

104. Феодосьев В.И. Сопротивление материалов.- М.:Наука, 1986.-512с.

105. Харионовский В.В. Конструкции газопроводов в мерзлых грунтах. Обз. информ. Сер.: Транспорт и подземное хранение газа.М.: НИИЭгазпром.1992. — 62 с.

106. Харионовский В.В. Методология продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов. Международная конференция «Газотранспортные системы: настоящее и будущее», Москва, ВНИИГАЗ, 12-13 апреля 2005 г.

107. Харионовский В.В. Надежность эксплуатации магистральных газопроводов ОАО «Газпром» (заседание рабочего комитета по транспорту газа Международного газового Союза, 12-13 апреля 2005 г.). М.: ИРЦ «Газпром».

108. Харионовский В.В. Стресс-коррозия: методы, объемы, эффективность диагностирования // Газовая промышленность. 2005, №7, с. 14-18.

109. Харионовский В.В. Экспресс-метод прогнозирования ресурса магистральных газопроводов //Газовая промышленность. 2005, №6, с.88-90.

110. Харионовский В.В., Гришко A.A. Проблемы надежности при сооружении и эксплуатации газопроводов высокого давления // Наука и техника в газовой промышленности. 2005, №2, с. 12-15.

111. Харионовский В.В., Курганова И.Н. Надежность трубопроводных конструкций. Теория и технические решения. М.—1995. — 25 с.

112. СТО «Газпром» 2-2.3-112-2007 Методические указания по оценке работоспособности участков магистральных газопроводов с коррозионными дефектами

113. СТО РД Газпром 39-1.10-084-2003 Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром»

114. ГОСТ 9454. Металлы. Метод испытаний на ударный изгиб при пониженной, комнатной и повышенной температурах. М.: Изд-во стандартов, 1982.

115. Рекомендации по оценке прочности и устойчивости эксплуатируемых МГ и трубопроводов КС (утверждены Департаментом по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» 24.11.2006 г.)

116. Временная инструкция по технологиям ремонта сварными муфтами дефектов труб и сварных соединений газопроводов (утверждены Департаментом по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» 04.10.2005 г.)

117. Ahmed S., Asee A.M., McMickle R.W. Soil-ptpe interaction and ipelineesign // Transp. Engn. J., Trans. ASCE. 1981. 4.107.N TEI. P.45-58.

118. ANSVASME B31G Manual for determining the remaining strength ol corroded pipelines.

119. Audibert J.M.E., Nyman K.1. Soil restraint against horizontal motion of pipes // J. Geotech. Engn. Div., Trans. ASCE. 1977. V.103.N GTIO. P.l 119-1142.

120. Bruschi R., Curti G., Vitali L. The crumpling strength of tubulars: application to offshore pipelines // Proc. of the 9th Int. Conf. on

121. Dai Y., Rodig M., Altes J. Calculation of the stress intensity factor for a partial circumferentially cracked tube loaded in bending by using the shell linespring model // Fatigue Fract. Engng Mater, struct. 1991. Vol.14. N 1. P. 11-23.

122. Early ultrasonic crack detection for effective crack control //Pipeline and Gas J.-1999. —Vol. 226, 7.- P.76.

123. Fett T., Munz D., Newman J. Local stress intensity factors for surface cracks in plates under power-shaped stress distributions // Engng Fracture MecL. Vol.36. 1981. P.647-651.

124. Gresnigt A., Strength and deformation capacity of pipelines loaded by local loads and bending // Pipeline Technology Conference. Ostende. 1990 / Ed.R.Dennis. Part B.Antwerpen:K.VIV. 1990. P.12.21-12.31.

125. Kamalarasa S., Buckle propagation in submarine pipeline // Int J.Mech.Sci. 1988.H.30. N 3/4. P.217-228.

126. Kawahara M., Kurihara M. Fatigue crack growth from surface flow // Proc. 4th Int. Conf. Fracture. Waterloo, Canada. 1977. Vol.2. P.1361-1373.

127. Kiefner J.F., Vieth P.H. "A Modified Criterion for Evaluating the Remaining Strength of Corroded Pipe". Project PR3-805: Pipeline Search Committee, American Gas Association (Dec. 22, 1989).

128. Larghamee M., Tigue D.B. Soil-structure interaction of flexible pipe under pressure//Transportation Research Record. 1986.# 1087. P.46-53.

129. Mitchell J. L. Smart pigs getting smarter to meet opera- tor demands // Pipe Line and Gas Industry. — 1996, HI. — Hoi. 79, #6. — P.37-41.

130. O' Grady T3., Hisey D.T., Kiefner J.F. Method for evaluating corroded pipe adresses variety of patterns // Oil%Gas 3. 1992, H 90, #. 41. — C 77-82.

131. Offshore Mechanics and Arctic Engineering / Ed. S.T.Barras and ll./ASME. New York. 1990. V.5. P.189-198.

132. Palmer A.C., Martin J.H. Buckle propagation in submarine pipelines // Nature. 1985. IL254. N6. P.46-48.

133. Pedersen T.P., Michelsen J. Large deflection upheaval buckling of marine pipelines // Report #370. Lyngby: Technical University of Denmark. 1988. 21 p.

134. Peng L.-Ch. Stress analysis methods for underground pipe- lines (Part 2 — Soil pipe interaction) // Int. Pipe Line Industry. 1978. ^.48. N5. P.65-74.

135. Peng L.-Ch. Stress analysis methods for underground pipe, lines (Part 1- Basic calculation) // Int. Pipe Line Industry. 1978. ^.48. JI4 P.67-72.

136. Song H.-W., Tassoulas J. Dynamics of propagating in deep- water pipelines // The 10th Int. Conf. OMAE. Stavanger. Norway. June 23-28, 1991. Vol.V. P. 187-192.

137. Hopkins P., Jones D.G. A study of the behavior of long and complex-shuped corrosion in transmission pipeline // Proc. Of OMAE / V. V-A, Pipeline Technology, ASME, 1992. p. 211-217.