Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка элементов управления безопасностью магистральных нефтепродуктопроводов по результатам внутритрубной диагностики

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

Автореферат диссертации по теме "Разработка элементов управления безопасностью магистральных нефтепродуктопроводов по результатам внутритрубной диагностики"

УДК 622 692 4

На правах рукописи

Шмаков Владимир Александрович

РАЗРАБОТКА ЭЛЕМЕНТОВ УПРАВЛЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТЬЮ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ

Специальности 25.00 19 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ, 05.26 03 - Пожарная и промышленная

безопасность (нефтегазовый комплекс)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2007

003177583

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»), г. Уфа

Научный руководитель

- доктор технических наук Гумеров ЬСабир Мухаметович

Официальные оппоненты-

доктор технических наук, профессор Султанов Марат Хатмуллинович

кандидат технических наук Аскаров Роберт Марагимович

Ведущее предприятие

• Автономная некоммерческая организация Республиканский центр научно-технического обеспечения «Башпромбезопасность», г Уфа

Защита состоится 25 декабря 2007 г в 14 30 на заседании

диссертационного совета Д 222 002 01 при ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу 450055, г Уфа, пр. Октября, 144/3.

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

Автореферат разослан 24 ноября 2007 г

Ученый секретарь диссертационного совета

кандидат технических наук _ Л П Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы

Магистральные нефтепродуктопроводы (МНГТП) в экономике России играют важную положительную роль В то же время, как и большинство крупных производственных объектов, они являются источниками опасности для окружающей среды Это связано со следующими их особенностями

Средний возраст МНПП значительно больше по сравнению с магистральными нефте- и газопроводами. Например, МНПП Альметьевск -Нижний Новгород протяженностью 580 км эксплуатируется 45 лет, МНПП Ишимбай - Уфа (старейший из действующих МНПП России) находится в эксплуатации 70 лет Поэтому степень износа этих трубопроводов значительно больше, чем других магистральных трубопроводов

Значительная часть МНПП построена по старым строительным нормам и технологиям с применением менее качественных материалов Это создает большие трудности в обеспечении надежности и безопасности в настоящее время Например, до 60-х годов прошлого века широко применяли газопрессовую сварку при монтаже трубопроводов Однако высокая хрупкость таких стыков затрудняет проводить на них капитальный ремонт с заменой изоляции Когда изоляционное покрытие изношено, эффективность электрохимической защиты также резко падает, и ускоряется коррозия самого трубопровода Тем не менее, такие трубопроводы до сих пор находятся в эксплуатации Позже перешли к технологии монтажа МНПП с применением ручной дуговой сварки Но из-за технологических проблем с формированием корневых зон стыков достаточно длительное время технология была основана на двух способах соединения труб а) с применением труб разных диаметров, когда на стыках одна труба входит в другую, а соединение осуществляется нахлесточным угловым швом, б) с применением подкладных колец на стыках, которые не дают вытекать расплавленному металлу в процессе сварки и формируют более качественный корневой шов При этом удавалось достичь необходимой прочности соединений труб Однако как в первом, так и во втором случаях внутреннее сечение трубопровода получалось не гладким, а с выступами, что в настоящее время затрудняет обследовать трубопроводы с помощью внутритрубных дефектоскопов Без таких обследований невозможно определить полный состав накопленных за время экс-

плуатации дефектов и оценить реальные показатели прочности, надежности, безопасности трубопровода Тем не менее, таких трубопроводов сохранилось немало, и они продолжают находиться в эксплуатации

Нефтепродуктопроводы проложены ближе к населенным пунктам, чем магистральные нефтепроводы и газопроводы Некоторые нефтепродуктопроводы проходят в пределах населенных пунктов Например, более 10 км МНПП Кириши - Санкт-Петербург проходит под газонами и проезжей частью оживленных улиц и проспектов Практически все МНПП имеют несколько отводов на нефтебазы, которые расположены в непосредственной окрестности малых и средних городов Это накладывает повышенные требования к безопасности

Продукт, перекачиваемый по МНПП, вызывает большой интерес у криминальных элементов Количество несанкционированных врезок с целью отбора продукта (воровства) с каждым годом растет В некоторых случаях это приводит к авариям с тяжелыми последствиями и наносит значительный вред экологии местности

Все это в совокупности создает значительную напряженность при эксплуатации нефтепродуктопроводов с точки зрения обеспечения безопасности И эта напряженность тем сильнее, чем меньше имеется средств управления безопасностью

В данной работе рассматриваются следующие элементы управления безопасностью диагностика, анализ результатов диагностики, расчеты прочности и остаточного ресурса, прогнозирование, принятие практических решений, ремонтно-восстановительные работы, контроль технологических параметров в процессе эксплуатации Одним из ключевых элементов в этой системе является внутритрубная диагностика (ВТД) Однако здесь встретились со следующими проблемами

На многих МНПП затруднена ВТД из-за неприспособленности трубопроводов На их подготовку к проведению ВТД затрачивается много сил и средств

Объем информации, получаемой при ВТД, очень велик (несколько сот дефектов на километр) и зависит не только от состояния МНПП, но и от чувствительности и настройки дефектоскопов Часть информации приобретает субъективную окраску в процессе интерпретации информации

Несмотря на очень большой объем информации, получаемой при ВТД, он не полный по отношению к объему реально существующих дефектов на МНПП Порядка 30 % потенциально опасных дефектов остается необнаруженным из-за конструктивных особенностей МНПП

Очень большой объем диагностической информации, с одной стороны, и его неполнота по отношению к реально существующим дефектам, с другой, создают новые методические проблемы по интегрированию их в единый показатель технического состояния и управлению безопасностью трубопровода в течение прогнозируемого срока эксплуатации

Требуют критического рассмотрения и совершенствования и другие составляющие управления безопасностью системы МНПП, включая методы расчетов и прогнозирования, методы ремонта дефектных участков.

Все вышеизложенное в достаточной мере показывает, что необходимо проанализировать и упорядочить все основные элементы управления безопасностью МНПП на базе результатов ВТД Здесь имеются немалые резервы

В настоящей работе делается попытка решить часть этих проблем Для этого поставлены следующие цель и задачи

Цель работы - повысить безопасность магистральных нефтепродук-топроводов за счет совершенствования элементов управления безопасностью на основе данных внутритрубной диагностики

Основные задачи исследований

1 Анализ особенностей и механизмов деградации магистральных нефтепродуктопроводов

2 Анализ результатов внутритрубной диагностики МНПП

3 Прогнозирование динамики деградации МНПП по результатам внутритрубной диагностики

4 Выбор безопасных режимов и сроков эксплуатации МНПП по результатам ВТД

5 Совершенствование элементов управления безопасностью МНПП

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

1 На обоих рассмотренных МНПП интенсивность коррозии на внутренней поверхности на порядок выше, чем на наружной поверхности На МНПП Рязань - Москва коррозия равномерная по дистанции и угловой

координате На МНПП Горький - Новки коррозия сосредоточена вокруг нижней образующей в виде мелких, но глубоких язв, что отличает ее от ручейковой коррозии, характерной для промысловых трубопроводов

2 Разработана методика прогноза работоспособности и безопасности МНПП с учетом динамики развития дефектов, деградации материалов, а также фактических рабочих режимов эксплуатации Установлено, что МНПП Рязань - Москва может эксплуатироваться практически без ремонта не менее 10 лет Для поддержания в рабочем состоянии МНПП Горький - Новки требуется ликвидировать 50 100 дефектов, с каждым годом число опасных дефектов растет в геометрической прогрессии

3. Изучены особенности напряженного состояния сварных соединений со смещением кромок, которые в большом количестве встречаются на магистральных нефтепродуктопроводах Установлено, что коэффициент интенсивности напряжений (КИН) растет с увеличением смещения кромок по линейному закону, а прочность соединения падает обратно пропорционально КИН

Методы решения поставленных задач

Для решения поставленных задач изучены особенности МНПП и выбраны два из них (Рязань - Москва и Горький - Новки), обследованные методами ВТД Затем на примере этих двух МНПП излагается вся методология статистической обработки информации, изучения закономерностей, выделения опасных дефектов, расчетов прочности с учетом режимов работы и сроков эксплуатации, составления прогнозов работоспособности; анализируются методы ремонта и предлагаются пути обеспечения надежности, безопасности, эффективности

Основой для решения данных задач явились труды отраслевых институтов (ИПТЭР, ВНИИСТ), лабораторий и кафедр высших учебных заведений (УГНТУ, РГУНГ им И М. Губкина), Центра технической диагностики «Диаскан» и других научных центров, специалистов АК «Транснефтепродукт», работы ведущих ученых В JI Березина, О М Иванцова, А Г Гумерова, Р С Гумерова, Р С Зайнуллина, К М Ямалеева, X А Аз-метова, М X Султанова, К В Черняева, Е С Васина, В А Черникина и других

Кроме того, в работе использованы результаты проведения экспертиз безопасности ряда МНПП, результаты обследования ряда аварий на магистральных трубопроводах, результаты ВТД ряда трубопроводов, выполненной ЗАО «Нефтегазкомплектсервис», результаты испытаний трубопроводов и отдельных труб с дефектами, а также образцов, вырезанных из трубопроводов Использованы прогрессивные методы и достижения в области моделирования процессов, положения теорий вероятности и математической статистики, теории прочности и механики разрушения

Практическая ценность работы заключается в следующем

• выполненные исследования имеют самостоятельное значение для рассмотренных МНПП Рязань - Москва и Горький - Новки при принятии практических решений,

• исследования имеют методическое значение при обследовании и экспертизе промышленной безопасности других трубопроводов,

• результаты работы позволяют эффективно планировать ремонт трубопроводов в соответствии с заданными параметрами работоспособности и безопасности,

• полученные результаты будут полезны для совершенствования нормативной базы по обеспечению безопасности МНПП

Результаты исследований использованы при обследовании и экспертизе промышленной безопасности МНПП Кириши — Санкт-Петербург, и планируется их использовать на МНПП Рязань - Тула - Орел и Куйбышев - Брянск

Положения, выносимые на защиту

• закономерности распределения и развития дефектов на МНПП Рязань - Москва и Горький - Новки,

• методика прогнозирования работоспособности МНПП, выбора допустимых режимов эксплуатации, определения объемов ремонта, обеспечивающих необходимую безопасность,

• закономерности распределения напряжений стыковых сварных соединений со смещением кромок,

• предложения по методам ремонта дефектных участков МНПП,

• общая методология управления безопасностью трубопроводов на основе результатов внутритрубной диагностики

Апробация работы

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

1 научно-практической конференции «Энергоэффективность Проблемы и решения» в рамках VI Российского энергетического форума (Уфа, 2006 г),

2 VII Всероссийском форуме единой системы оценки соответствия на объектах, подконтрольных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору (Москва, 2006 г),

3 научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках VII Конгресса нефтегазопромышленников России (Уфа, 2007 г),

4 Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2007» (Уфа, 2007 г),

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

6 научно-технических семинарах АК «Транснефтепродукт» по проблемам промышленной безопасности МНПП в 2005-2007 гг

Публикации

По результатам работы опубликованы 14 научных трудов.

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 116 наименований Работа изложена на 163 страницах машинописного текста, содержит 44 рисунка, 43 таблицы

Автор выражает искреннюю благодарность коллективу Института проблем транспорта энергоресурсов и ОАО «АК «Транснефтепродукт», своим руководителям за неоценимую помощь в выполнении настоящей работы

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

В первой главе рассматриваются проблемы, связанные с управлением безопасностью магистральных нефтепродуктопроводов

Как известно, МНПП, как и большинство других магистральных трубопроводов, эксплуатируются в сложных условиях под действием непостоянного внутреннего давления и изменяющихся нагрузок со стороны грунтов, переменных температур, влажности, испытывают коррозионное воздействие со стороны транспортируемых продуктов и окружающей среды В процессе длительной эксплуатации появляются и развиваются разнообразные дефекты. Материалы труб и изоляционного покрытия изменяют свои механические и защитные свойства («стареют»)

Кроме физического износа, трубопроводы получают моральный износ Они перестают удовлетворять современным нормам просто потому, что за время эксплуатации трубопровода сами нормы изменились, некоторые по несколько раз

Степень старения МНПП зависит от срока эксплуатации, который значительно больше, чем у магистральных нефте- и газопроводов Около 50 % МНПП (по протяженности) находится в эксплуатации более 30 лет Наиболее старые нефтепродуктопроводы находятся на Урале и в Поволжье, где более 30 лет эксплуатируется 70 % трубопроводов Возраст самого «старшего» нефтепродуктопровода составляет 70 лет

На МНПП происходят аварии и отказы Параметр потока отказов составляет от 0,3 до 1,7 отказов и аварий (в среднем 0,76) на 1000 км в год Для снижения аварийности прилагаются значительные усилия и затрачиваются немалые средства, в первую очередь, на диагностику и ремонт

Результаты ВТД показывают, что основными видами дефектов являются коррозионные потери металла, расслоения металла и неметаллические включения, сварочные дефекты, вмятины, гофры, царапины и риски Наиболее опасными являются комбинированные дефекты, поскольку их параметры трудно определяются, а расчетные методы плохо разработаны

По терминологии Федерального закона ФЗ-116, МНПП являются опасными производственными объектами и требуют соответствующего отношения и обращения в рамках Системы промышленной безопасности Введение этого закона, бесспорно, дало положительный импульс обеспечению безопасности Появилась нормативная база Но к настоящему времени уже стало ясно, что она содержит ряд ошибочных положений и требует корректировки Некоторые ошибочные положения просто «перекочевали» из нормативной базы других родственных отраслей без глубокого анализа особенностей В первую очередь, это положения по планированию ремонта и методам ремонта

Например, при планировании ремонтных работ исходят, в основном из требований нормативной базы, созданной для этапов производства труб (ГОСТов) и строительства трубопроводов (СНиПов) Особенностям эксплуатации трубопроводов с учетом конкретных условий, а также динамике развития дефектов, особенно коррозионных, уделяется второстепенное внимание Ряд эффективных методов ремонта (приварные заплаты) в настоящее время запрещается без достаточного обоснования

Обострилась проблема принятия обоснованных планов ремонта исходя из результатов ВТД Сейчас в основном рекомендуются к ремонту такие дефекты, которые не удовлетворяют требованиям ГОСТов и СНиПов С повышением чувствительности и разрешающей способности средств диагностики таких дефектов выявляется так много, что ремонт может стать просто бессмысленным Дешевле построить новый трубопровод Но парадокс в том, что если обследовать новый трубопровод с помощью высокочувствительных дефектоскопов, то также найдется большое количество дефектов

Изношенные трубопроводы, естественно, не обладают той прочностью и надежностью, которой обладают новые Однако безопасность их должна соответствовать современным требованиям, что и зафиксировано в Законе «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» В таких условиях единственно возможным остается искать методы обеспечения безопасности с учетом условий эксплуатации, всех произошедших изменений и динамики процессов Иными словами, необходимо эффективно управлять безопасностью исходя из реального состояния тру-

бопроводов Для этого имеем два основных «инструмента» диагностику и ремонт Поэтому важно совершенствовать эти инструменты и приемы их применения Каждый из этих «инструментов» имеет много вариантов по методам, объемам, материалам, трудоемкости, стоимости Каждый из «инструментов» может способствовать повышению эффективности и надежности, но также может практически бесполезно поглотить все материальные и финансовые средства, сколько бы их не было выделено Безопасность необязательно будет повышаться пропорционально использованным средствам Как показывает практика, эта проблема решается в настоящее время несколько сумбурно, без хорошей методической основы

Всю историю развития диагностики трубопроводов условно можно разделить на два периода «до» и «после» начала широкого внедрения внутритрубной диагностики Этот метод стал переломным в диагностике трубопроводов По информативности с ним не может сравниться ни один другой В то же время ВТД не является абсолютной Она не может заменить собой все остальные методы диагностики Необходимость других методов сохраняется Во-первых, остается значительное количество трубопроводов, которые не приспособлены для ВТД Во-вторых, после проведения ВТД часть дефектов нуждается в дополнительном контроле в шурфах Например, одним из таких опасных видов дефектов является коррозия с проникновением агрессивных компонентов в расслоения металла, которая не идентифицируется внутритрубными дефектоскопами Поэтому традиционные (не внутритрубные) методы диагностики не потеряли своей актуальности

Кроме того, как показал опыт, по результатам ВТД нельзя с удовлетворительной точностью рассчитывать остаточный ресурс дефектных участков Для оценки остаточного ресурса с приемлемой точностью необходимо знать значительно больше исходных параметров, чем могут определять внутритрубные дефектоскопические снаряды Разнообразны и не всегда поддаются количественному учету условия эксплуатации трубопроводов Эти и другие неопределенности обычно учитываются введением коэффициентов запаса Но, по выражению В А Черникина, набор всех сложностей не поглощается коэффициентами условий работы

Таким образом, совокупность особенностей магистральных трубопроводов, связанных с их большим возрастом, с одной стороны, и современные требования по промышленной безопасности, с другой, приходят в конфликт друг с другом Это требует совершенствования подходов и методик по управлению безопасностью Для подробного анализа этих подходов выбраны два нефтепродуктопровода, отличающиеся основными характеристиками (таблица 1) МНПП Рязань - Москва» и МНПП «Горький -Новки»

Таблица 1 — Отличительные характеристики МНПП «Рязань — Москва» и МНПП «Горький - Новки», выбранных в качестве примеров _для изучения_

Характеристики Магистральные нес этепродуктопроводы

Рязань - Москва Горький - Новки

Срок эксплуатации 35 лет 25 лет

Срок амортизации исчерпан не исчерпан

Диаметры 377 мм 530 мм

Материалы труб малоуглеродистые (стали Ст2, Ст4, 10, 20) низколегированные («Ц», 17ГС, 10Г2С1)

Технология изготовления труб бесшовные бесшовные — 57 %, прямошовные - 43 %

Материалы изоляционного покрытия резинобитумная (мастичная) «Фуракава» и «Поли-кен»(пленочная)

Рабочие давления малонагруженный высоконагруженный

Эксплуатирующая организация ОАО «Рязаньтранснефтепродукт»

Организация, проводившая диагностику ЗАО «Нефтегазкомплектсервис» (2005-2006 гг)

Вторая глава посвящена анализу результатов внутритрубной диагностики МНПП Рязань - Москва На продуктопроводе протяженностью 171 км зарегистрированы 17289 дефектов различных типов (таблица 2)

Из анализа результатов диагностики следует, что наиболее значимой причиной износа МНПП Рязань - Москва является коррозия внутренней поверхности

Тип Количество, шт Относит кол-во

Расслоения металла 8582 50,9 %

Неметаллические включения 148

Потери металла коррозионные 4469 26,0 %

Дефекты геометрии (вмятины и гофры) 2490 14,5 %

Аномалии сварных швов 1600 9,3 %

На 1 дефект приходится 9,9 м длины, или 11,7 м^ площади поверхности трубопровода

По всем количественным показателям (по количеству и размерам дефектов) коррозия на внутренней поверхности трубопровода идет в 3,0 3,5 раза интенсивнее, чем наружной поверхности Однако на наружной поверхности отдельные коррозионные дефекты достигают размеров, в 3 5 раз больших, чем размеры самых крупных из коррозионных дефектов внутренней поверхности трубопровода

Коррозионные дефекты внутренней поверхности трубопровода распределены практически равномерно по всей окружности трубопровода (рисунки 1, 2) Следовательно, скоростной режим перекачки продукта установлен удачно и не приводит к скоплению воды и отложениям твердых частиц На участке 85-110 км наблюдается усиление коррозии внутренней поверхности (рисунок 1), что, по-видимому, связано с качеством металла труб

Коррозионные дефекты наружной поверхности концентрируются в области нижней образующей (рисунок 2) Это является следствием отслоения пленочного изоляционного покрытия в районе нижней образующей и скопления грунтовой влаги под изоляцией

Дефекты типов «вмятина», «гофр», «расслоение металла» и «неметаллическое включение» распределены по трубопроводу (по дистанции и угловой координате) равномерно в рамках случайных разбросов Отдельные дефекты типа «расслоение металла» имеют очень большие размеры — больше половины поверхности труб, что свидетельствует о низком качестве их изготовления

Дефекты внутренней поверхности

. с 1*|> 1Ш1 Ж'

: 1 '.V'. • »1 = V • '¿Щ ж«- • У .1 .; ч у : ' ' ч ( 1: ,'

V , ! КГГН • ч Жн • г'4 я • • 1. * .. М-

: '••!-','.! «{Г. - : 1 V •• 1 ■"•и ж*» 1.1 • 1 * 1 Г/ «

Жмй 4 " • Д * : 1 •

■.. м • !• , • • • • I '. £ агав . !. 1 1 1 ! Г ч

1 ". ' . Т • ^ " ч

• ч . г Р * и Йгц » • \; ' •

О 20 40 60 50 100 Километры 140 100

Рисунок 1 - Распределение коррозионных дефектов внутренней поверхности по дистанции и угловой координате

Внутренняя коррозия Наружная коррозия

Рисунок 2 - Распределение коррозионных дефектов по угловой

координате; по радиусу - число дефектов в секторе 5°

По распределению сварочных дефектов можно оценить качество работы сварочных бригад. Так, наибольшая концентрация сварочных дефектов наблюдается на участке 65-87 километр (рисунок 3).

Внутритрубные снаряды хорошо выявляют следующие дефекты: - коррозионные дефекты глубиной более 1 мм, площадью более 4 см2,

объёмом потери металла более 0,2 см3;

- расслоения металла площадью более 50 см2;

- дефекты геометрии (вмятины и гофры) площадью более 300 см2;

- сварочные дефекты (смещения кромок) длиной более 10... 15 см.

С уменьшением размеров дефектов чувствительность приборов резко падает.

Все комбинированные дефекты определяются неточно, поэтому требуют дополнительного изучения методами неразрушающего контроля с шурфовкой. Методами ВТД не определяются дефекты типа «потеря металла + расслоение», опасность которых значительно больше, чем дефектов типа «потеря металла» и «расслоение» по отдельности.

Число дефектов на 1 км----------------------------------,

50 40 30 20 10 0

Третья глава посвящена сравнительному анализу технического состояния и дефектности МНПП Горький - Новки. Анализ показал (таблица 3), что нефтепродуктопроводы Рязань - Москва и Горький - Новки существенно отличаются составами дефектов. Главным отличием является то, что на МНПП Горький — Новки значительно больше сварочных дефектов и дефектов коррозии, на МНПП Рязань - Москва больше металлургических дефектов (расслоений и включений). На МНПП Горький - Новки общая плотность дефектов в 2 раза, а количество коррозионных дефектов - на порядок больше, чем на МНПП Рязань - Москва.

Дефекты сварки

0 20 40 60 80 100 Километры 140 160

Рисунок 3 - Распределение сварочных дефектов по дистанции

Характеристики Магистральный нефтепродуктопровод

Рязань - Москва Горький - Новки

Средняя плотность дефектов (среднее расстояние между дефектами)

Все дефекты 9,9 м 4,9 м

Потери металла 38,2 м 6,9 м

Сварочные дефекты на поперечных швах 107,0 м 19,4м

Дефекты геометрии (вмятины, гофры) 68,7 м 307,0 м

Расслоения металла 19,9 м 798,0 м

Риски отсутствуют 1034,0 м

Коррозионные дефекты

Суммарные площадь, объем и вес потери металла на наружной поверхности 2,57 м2 2 408 см3 19,02 кг 47,20 м2 39 655 см3 313,10 кг

Суммарные площадь, объем и вес потери металла на внутренней поверхности 9,64 м2 6 372 см3 50,34 кг 142,14 м2 106 060 см3 837,40 кг

Интенсивность потери металла на наружной поверхности 0,343 мм3/(м2 год) 4,440 мм3/(м2 год)

Интенсивность потери металла на внутренней поверхности 0,886 мм3/(м2 год) 12,000 мм3/(м2 год)

Характер распределения по длине - неравномерно, по углам — равномерно по длине - неравномерно, по углам — неравномерно

Показатель расслоения металла (по площади) 0,6300 % всей площади стенки трубопровода 0,0039 % всей площади стенки трубопровода

Вмятины и гофры приблизительно одинаковые показатели

Показатель дефектности сварных стыков 0,49 % суммарной протяженности швов 17,60 % суммарной протяженности швов

По всем количественным показателям коррозия внутренней поверхности обоих трубопроводов идет более интенсивно, чем наружной поверхности На МНПП Горький - Новки коррозия внутренней поверхности происходит неравномерно (рисунки 4, 5) Интенсивность коррозии многократно повышается на второй половине трубопровода На участке 140-214 км коррозия концентрируется в области нижней образующей трубопровода Но она отличается от ручейковой коррозии, характерной для промысловых трубопроводов, поскольку представлена мелкими глубокими коррозионными язвами Причинами концентрации коррозии по нижней образующей на второй половине трубопровода являются наличие влаги в перекачиваемом продукте, наличие осадков в виде глины и песка, оставшихся после выполнения аварийных ремонтных работ по замене катушки, снижение скорости потока жидкости за счет отбора продукта различными потребителями

Дефектов типов «расслоения» и «включения» на МНПП Горький -Новки на порядок меньше, чем на МНПП Рязань - Москва, что является следствием использования разных технологий при изготовлении труб На обоих трубопроводах распределение дефектов по дистанции и угловой координате равномерное в рамках случайных разбросов

На МНПП Горький - Новки дефекты геометрии преимущественно расположены в районе нижней образующей, что является следствием неудовлетворительной подготовки траншеи в период строительства Тем не менее, оказалось, что на МНПП Горький - Новки общее количество зафиксированных дефектов геометрии в 4 5 раз меньше, чем на МНПП Рязань — Москва Структурным анализом состава дефектов установлено, что эта разница является следствием разной настройки дефектоскопов на МНПП Рязань -Москва выявлялись все дефекты глубиной более 1 мм, на МНПП Горький -Рязань - только начиная с глубины 4 мм Фактическое распределение дефектов геометрии на этих трубопроводах практически одинаковое

Качество сварки на МНПП Горький - Новки ниже в 2 3 раза по сравнению с МНПП Рязань - Москва Так, на МНПП Горький - Новки наибольшая концентрация сварочных дефектов наблюдается на участках 70-80 и 100-110 км, где количество дефектов составляет более 100 на 1 км

На МНПП Рязань - Москва концентрация сварочных дефектов не превышает 40 на 1 км (65-87 километры).

Внутритрубная диагностика, являясь самым эффективным методом диагностики МНПП, не позволяет определить некоторые виды дефектов, например большинство сварочных дефектов и комбинированные дефекты.

Угловая координата, град Направление потока

0 20 40 60 80 100 120 140 160 130 километры

Рисунок 4 - Распределение по дистанции и угловой координате коррозионных дефектов на внутренней поверхности МНПП Горький - Новки

180

Внутренние дефекты

180

Наружные дефекты

Рисунок 5 - Распределение по угловой координате коррозионных дефектов на внутренней и наружной поверхности МНПП Горький - Новки

В четвертой главе рассматриваются критерии и методы оценки опасности дефектов по результатам ВТД Накопленный опыт по внутритрубной диагностике трубопроводов показал, что в этих вопросах содержится много незавершенного Как правило, оценки выполняются по критериям, принятым для этапов изготовления труб (ГОСТам) и строительства трубопроводов (СНиПам) Недостаточно учитываются особенности дефектов и диагностической информации о них, механизмы развития износа и разрушения трубопроводов, а также условия эксплуатации Проблемы существуют и в методах расчетов, в правильном выборе механизмов и критериев разрушения, в математическом описании разных стадий развития разрушения

При анализе результатов ВТД обычно используются следующие определения по опасности дефектов

• неопасными считаются дефекты, для которых допустимое рабочее давление больше или равно проектному давлению (6,3 МПа);

• опасными считаются дефекты

- если допустимое рабочее давление меньше проектного давления трубопровода,

- если остаточная толщина стенки меньше или равна порогу чувствительности прибора,

- если размеры дефекта выходят за допустимые пределы

Такие определения имеют ряд «недостатков»

1 Как известно, металл труб при длительной эксплуатации стареет Скорость старения такова, что рабочее давление необходимо снижать в среднем на 0,35 % в год Например, если проектное давление составляет 6,3 МПа, а и срок эксплуатации достиг 35 лет, то рабочее давление не может превышать значения

Рраб<Рпр ¿-° 0035Тэ =6,3 ехр(-0,0035 35) = 6,3 0,885 = 5,56 МПа (1)

То есть, даже при отсутствии дефектов допустимое рабочее давление (5,56 МПа) будет меньше проектного давления (6,3 МПа) При данном определении любой дефект попадает в категорию «опасных» С этой точки зрения даже бездефектный трубопровод является опасным

2 Данные определения не опираются на существующие режимы эксплуатации Очевидно, что один и тот же дефект может быть и опасным, и

неопасным в зависимости от рабочих давлений, а рабочие давления могут значительно отличаться от проектного значения

3 Низкий порог чувствительности дефектоскопа по отношению к некоторым дефектам не может стать достаточным основанием, чтобы считать эти дефекты опасными Надо исследовать дефект до уровня, достаточного для оценки фактической опасности при фактических условиях эксплуатации Если одного прибора для этого не достаточно, надо использовать ряд других приборов и методов До тех пор, пока не сможем определить фактическую опасность, дефект должен считаться не неопределенным, а неопасным

Опыт длительной эксплуатации МНПП показывает, что необходимо рассматривать три механизма повреждения и разрушения трубопроводов

- развитие коррозионных дефектов,

- статическое разрушение под действием рабочего давления и внешних нагрузок,

- малоцикловое разрушение под действием перепадов рабочего давления и внешних факторов

В большинстве случаев все механизмы действуют одновременно Исходя из этого, рассмотрены три критерия разрушения и соответствующие запасы Из результатов расчетных оценок (таблица 4) следует, что

- запас статической и усталостной прочности МНПП Рязань - Москва в два раза больше чем МНПП Горький - Новки за счет низкого рабочего давления,

- одинаковые по всем характеристикам дефекты на МНПП Горький -Новки значительно опаснее, чем на МНПП Рязань - Москва

В существующих условиях эксплуатации трубопроводов развитие дефектов в основном связано с коррозией По коррозионному состоянию потеря герметичности ожидается на МНПП Рязань - Москва через 27 лет, на МНПП Горький - Новки - через 13 лет По допустимой толщине стенки МНПП Рязань - Москва имеет ресурс не менее 6 лет, а ресурс МНПП Горький - Новки исчерпан

Таким образом, несмотря на больший возраст, МНПП Рязань - Москва имеет больший остаточный ресурс

Исходные данные Магистральные нефтепродуктопроводы

Рязань - Москва Горький - Новки

Диаметр наружный Б 377 мм 530 мм

Толщина стенки 5 расчетное значение 7,1 11,8 мм 7,1 мм 7,1.. 10,4 мм 7,1 мм

Срок эксплуатации Тэ 35 лет 25 лет

Рабочее давление Рраб 2,6 МПа 5,1 МПа

Предел прочности ств расчетное значение 35 42 кгс/мм2 343 МПа 50 64 кгс/мм2 490 МПа

Предел текучести а0 2 расчетное значение 22 25 кгс/мм2 215 МПа 32 кгс/мм2 313 МПа

Коэффициент старения Кт 0,885 0,916

Предельное (разрушающее) давление Р 13,4 МПа 13,5 МПа

Допустимое давление начальное Рдо„о 6,7 МПа 6,7 МПа

Допустимое давление с учетом старения металла Рдоп т 5,9 МПа 6,2 МПа

Запас статической прочности кр 5,15 2,65

Допустимая минимальная толщина стенки 5тш 3,1 мм 6,8 мм

Окружное напряжение в рабочем режиме ст0]ф 66,4 МПа 185,3 МПа

Амплитуда напряжений ста 33,2 МПа 92,6 МПа

Предел усталости ст_1 118,4 МПа 175,0 МПа

Запас усталостной прочности к-, 3,56 1,89

Безопасное значение коэффициента концентрации напряжений на дефектах аа 3,56 1,89

Внутритрубные дефектоскопы хорошо выявляют дефекты, вызванные смещением кромок на продольных и поперечных стыках, однако их прочность не удается точно рассчитывать из-за неизвестности некоторых характеристик, в том числе радиуса перехода от шва к основному металлу р

Можно сделать консервативную оценку введением условия р = 0 Для этого потребовалось решение задачи о напряженном состоянии по модели, показанной на рисунке 7 Решение привело к следующим результатам Концентрация напряжений описывается выражением типа

МФ) ПРИ (2)

Здесь г, ф - полярные координаты вокруг точки О Параметр X зависит только от угла со, для равнокатетных швов X = 0,3264 Для коэффициента интенсивности напряжений К получены выражения

К = о„ 8х Г(п), Г = 0,254 + 1,122 ц, г| = £/8, (3)

которые справедливы для области 0,1 < г) < 1,0

Рисунок 6 - Образование дефекта типа «смещение кромок» и расчетная схема

Формулами (3) можно воспользоваться для оценки степени опасности смещений кромок сварных стыков Например, строительными нормативными документами допускается смещение кромок до 30 %, чему соответствует 11,= £/5 = 0,3 Все, что выше, считалось недопустимым При обследовании обнаружено смещение кромок 50 %, чему соответствует г|2 = £/8 = 0,5 Отношение коэффициентов интенсивности напряжений для этих случаев найдем по формулам (3)

К2_а„ 8* ^Лг) .... 0,254 + 1,122 0,5 = 0,815 К, ст„ 8х Дл,) 0,254 + 1,122 0,3 0,591 '

Отсюда следует, что во втором случае коэффициент интенсивности напряжений выше в 1,38 раза, соответственно во столько же раз будет меньше допускаемое рабочее давление

В пятой главе рассматриваются методы прогнозирования безопасности и планирования ремонта МНПП по результатам ВТД

При длительной эксплуатации МНПП многие дефекты развиваются и приводят к снижению прочности и допустимого давления, некоторые дефекты становятся опасными Чтобы обеспечить безопасность трубопровода при заданных режимах работы, необходимо устранить выросшие до недопустимых размеров дефекты Для поддержания технического состояния трубопровода на неизменном уровне требуется ежегодно наращивать объемы ремонта (рисунок 7)

500 400 300 200 100 0

| ! | Заданное давление р* = 5 МПа /

I I ! ! I

I | / 1

I настоящий момент"* 4,5 МПа/^

I МПа,

| I Срок эксплуатации I ^ -1......-т 1 1 — =Е5

10

20

30

40

50

60 лет 70

Рисунок 7 - Зависимость числа недопустимых дефектов от режима эксплуатации и срока эксплуатации МНПП Рязань - Москва

На основе математического моделирования разработаны методика и соответствующие программы, позволяющие планировать объемы ремонта с учетом особенностей эксплуатации МНПП, в том числе рельефа местности и вероятности возникновения разных аварийных ситуаций В качестве примера на рисунке 8 показано соотношение прочности и рабочих давлений на МНПП Горький - Новки при нормальном режиме и аварийной ситуации, связанной с гидроударом Количество подлежащих ремонту дефектов в разные сроки эксплуатации показано в таблице 5

Таблица 5 - Количество недопустимых коррозионных дефектов (шт.) на

МНПП Горький - Новки в разные сроки эксплуатации Тэ

Давления в начале и конце трубопровода В настоящее время (Тэ=25 лет) Через 5 лет (Тэ=30 лет) Через 10 лет (Тэ=35 лет)

Нормальный режим 5,10 3,00 МПа (запас прочности двукратный) 99 188 356

Аварийная ситуация 5,10 —> 4,77 МПа (запас прочности двукратный) 1389 2834 4773

Аварийная ситуация 5,10-»4,77 МПа (запас прочности полуто-рократный) 11 60 178

МНПП "Горький - Новки" состояние в настоящее время (срок эксплуатации 25 лет)

20 40

60

80 100 120 140 160 180 200 км

Рисунок 8 - Распределение допустимого и проходного давления в

МНПП Горький - Новки в нормальном режиме работы и в аварийной ситуации

Математическая модель развития коррозионных дефектов показала, что при существующих режимах эксплуатации МНПП Рязань - Москва ещё не менее 10 лет может работать практически без ремонта. На МНПП

Горький - Новки уже сегодня необходимо ликвидировать сотни опасных дефектов; причём, с каждым годом требуется увеличивать объемы ремонта приблизительно в геометрической прогрессии.

Проанализированы принятые методы ремонта дефектных участков трубопроводов. Предложен метод ремонта (конструкция и технология) с использованием приварной заплаты и усиливающего сегмента, позволяющий существенно повысить эффективность и безопасность ремонтных работ (рисунок 9). Установлено, что магистральные нефтепродуктопроводы Рязань - Москва и Горький - Новки существенно отличаются не только нагрузками, напряжениями, долговечностью, уровнем дефектности, объёмами ремонтных работ, но и методами ремонта. На МНПП Рязань - Москва запасы статической и усталостной прочности не ниже трёх, и это позволяет применить приварные заплаты без усиливающих сегментов (рисунок 9, а). На МНПП Горький - Новки запас усталостной прочности ниже 1,89, и это требует применения приварных муфт или заплат с усиливающими сегментами (рисунок 9, б).

сегмент

Дополнительная Усиливающий Заплата наплавка сегмент

б)

Рисунок 9 - Схема установки заплаты с технологическими сегментами

Основные выводы

1. Изучены основные закономерности распределения и развития дефектов на магистральных нефтепродуктопроводах Показано, что в отличие от магистральных нефте- и газопроводов, на МНПП наиболее значимым механизмом износа является коррозия внутренней поверхности, защита от которой практически не предусмотрена

На некоторых участках МНПП происходит концентрация коррозионных дефектов по нижней образующей внутренней поверхности трубопровода В этой зоне количество коррозионных язв превышает средний уровень более чем на порядок, дефекты быстро растут и создают реальную опасность разгерметизации трубопровода

2. Внутритрубная диагностика, являясь самым эффективным методом диагностики магистральных трубопроводов, имеет следующие недостатки.

- часть комбинированных дефектов выявляется очень приближенно,

- вид и размеры большинства сварочных дефектов не определяются,

- дефекты типа «потеря металла + расслоение», опасность которых растет при длительной эксплуатации трубопроводов, не фиксируются

Объем опасных дефектов, выявляемых при ВТД, составляет порядка 70 80 % от их общего количества на трубопроводе

3 Методом математического моделирования установлено, что процесс износа магистральных нефтепродуктопроводов Рязань — Москва и Горький - Новки происходит с разными скоростями При существующих режимах эксплуатации МНПП Рязань - Москва еще не менее 10 лет может работать практически без ремонта На МНПП Горький - Новки уже сегодня необходимо ликвидировать сотни опасных дефектов, причем, с каждым годом требуется наращивать объемы ремонта приблизительно в геометрической прогрессии

4 На основании результатов математического моделирования составлена программа ремонта трубопроводов на ближайшие 5, 10, 15 лет с учетом рабочих режимов эксплуатации и динамики развития дефектов При этом учтена возможность аварийных ситуаций, связанная с вероятным

отказом запорной арматуры и проникновением высокого давления на конечные участки трубопровода

5 Разработаны следующие элементы управления безопасностью МНПП

- разработана и показана на примерах методология обработки большого массива данных ВТД и выделения опасных дефектов в зависимости от особенностей трубопровода, условий и сроков эксплуатации,

- проанализированы принятые методы ремонта с точки зрения технологичности и формирования поля напряжений, предложены решения, исключающие опасности и повышающие эффективность ремонта,

- разработана методика консервативной оценки опасности сварочных дефектов типа «смещение кромок», основанная на использовании коэффициента интенсивности напряжений, при этом установлены зависимости КИН от геометрических и силовых характеристик

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1 Мельникова Н А , Шмаков В А , Семиков С А , Гумеров К М Метод ремонта магистральных нефтепродуктопроводов с локальными дефектами // Энергоэффективность Проблемы и решения Тез докл научн -практ конф 24 октября 2006 г -Уфа, 2006 - С 21-23

2 Шмаков В А , Мельникова Н А., Хайрутдинов Ф Ш , Гумеров К М О методике оценки опасности дефектов по результатам внутритрубной диагностики // Энергоэффективность Проблемы и решения Тез докл научн -практ конф 24 октября 2006 г - Уфа, 2006 - С 24-26

3 Гумеров И К , Шмаков В А , Галяутдинов А А , Рябов И А Проблемы оценки остаточного ресурса и безопасности магистральных трубопроводов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов Сб научн тр /ИПТЭР -Уфа,2006 - С 139-154.

4 Гумеров К М , Шмаков В А , Хайрутдинов Ф Ш Некоторые проблемы экспертизы безопасности магистральных трубопроводов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов Сб научн тр /ИПТЭР - Уфа, 2006 - С 196-210

5 Гумеров К М, Галяутдинов А А, Хайрутдинов Ф Ш, Шмаков В А Исследование состояния металла труб и сварных соединений МНПП Альметьевск — Н Новгород // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов Сб научн тр / ИПТЭР - Уфа, 2006 -С. 211-217

6 Гумеров К М., Семиков С А , Смирнов Ю Н, Шмаков В А , Хайрутдинов Ф Ш О стратегии ремонта магистральных нефтепродуктопрово-дов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов Сб научн. тр /ИПТЭР - Уфа, 2006 - С 236-241

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

8 Шмаков В А , Гумеров А К , Хайрутдинов Ф Ш , Чахеев A JI Работоспособность трубопроводов с накладными усилительными элементами // Нефтегазовое дело - 2007. - № 5 - С 245 http //www ogbus га/ authors/ Shmakov/ Shmakov_l pdf

9 Гумеров KM., Галяутдинов А А, Шмаков BA, Хайрутдинов Ф Ш Некоторые проблемы экспертизы безопасности магистральных трубопроводов // Матер VII Всеросс форума единой системы оценки соответствия на объектах, подконтрольных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору 26-27 июля 2006 г - М, 2006 -С 170-175

10 Пуликовский КБ, Гумеров КМ, Гумеров PC, Шмаков В А Причины и механизмы развития разрушения вантузного узла магистрального трубопровода // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» -2007 -№ 1 (67) - С 52-58

11 Шмаков В А , Хайрутдинов Ф Ш , Гумеров А К Обеспечение надежности вантузов, установленных на высоконагруженных участках магистральных трубопроводов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» -2007 -№ 1 (67) — С 59-62

12 Шмаков В А , Смирнов Ю Н , Гиззатуллин Р Р Планирование ремонта магистральных трубопроводов по результатам внутритрубной ди-

агностики // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса Матер научн -практ конф 24 октября 2007 г - Уфа, 2007 - С 90-92

13 Шмаков В А Сравнительный анализ магистральных нефтепро-дуктопроводов по результатам внутритрубной диагностики // Нефтегазовый сервис — ключ к рациональному использованию энергоресурсов Матер научн-практ конф 14-15 ноября 2007 г - Уфа, 2007. - С. 152-155.

14 Гумеров А К , Шмаков В А , Чахеев А Л Напряженное состояние и прочность сварных соединений со смещением кромок // Трубопроводный транспорт - 2007 Тез докл. Междунар учебн.-научн -практ конф -Уфа, 2007 - С 136-137

Фонд содействия развитию научных исследований Подписано к печати 23 11 2007 г Бумага писчая Заказ № 660 Тираж 100 экз Ротапринт ГУП «ИПТЭР», 450055, г Уфа, пр Октября, 144/3

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Шмаков, Владимир Александрович

ВВЕДЕНИЕ.

1 ПРОБЛЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТЬЮ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ.

1.1 Особенности системы МН1Ш и проблемы безопасности.

1.2 Внутритрубная диагностика МНПП и ремонт как основные средства управления безопасностью.

1.3 Выбор представителей МНПП для анализа состояния дефектности и методов управления безопасностью.

Выводы по разделу 1.

2 ОСОБЕННОСТИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ МНПП "РЯЗАНЬ-МОСКВА".

2.1 Характеристики МНПП "Рязань-Москва" и результаты внут-ритрубной диагностики.

2.2 Закономерности распределения и развития дефектов.

2.2.1 Дефекты типа "потеря металла" (общая и язвенная коррозия)

2.2.2 Внутристенные дефекты (расслоения и включения).

2.2.3 Дефекты геометрические (вмятины и гофры).

2.2.4 Сварочные дефекты.

А 2.2.5 Дефекты механические (риски и царапины).

2.2.6 Комбинированные дефекты.

Выводы по разделу 2.

3 СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И ДЕФЕКТНОСТИ МНПП "ГОРЬКИЙ-НОВКИ".

3.1 Результаты внутритрубной диагностики МНПП "Горький -Новки" и сравнительный анализ.

3.2 Основные отличительные особенности МНПП "Рязань

Москва" и "Горький-Новки".

Выводы по разделу 3.

4 ОЦЕНКА ОПАСНОСТИ ДЕФЕКТОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ.

4.1 Критерии оценки опасности дефектов.

4.2 Оценка запасов прочности и долговечности.

4.2.1 Оценка запаса статической прочности и допустимой толщины стенки МНПП.

4.2.2 Оценка запаса усталостной прочности.

4.2.3 Оценка запасов по коррозионной долговечности.

4.3 Оценка опасности дефектов, обнаруженных при внутритрубной диагностике.

4.4. Методика расчётов на прочность труб с дефектами типа потеря металла".

4.5 Моделирование и расчёт концентраций напряжений, вызванных смещением кромок.

Выводы по разделу 4.

5 ПРОГНОЗИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ И ПЛАНИРОВАНИЕ РЕМОНТА МНПП ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ.

5.1 Динамика развития дефектов и снижения прочности МНПП 13 2 Л 5.2 Прогнозирование работоспособности и планирование объёмов ремонта МНПП.

5.3 Методы ремонта дефектных участков трубопровода.

Выводы по разделу 5.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка элементов управления безопасностью магистральных нефтепродуктопроводов по результатам внутритрубной диагностики"

Магистральные нефтепродуктопроводы в экономике России играют важную положительную роль [37, 38]. В то же время, как и большинство крупных производственных объектов, они являются источниками опасности. Их суммарная протяженность составляет порядка 20 тысяч км. Несмотря на то, что это меньше протяжённости магистральных нефтепроводов (50 тыс. км) и газопроводов (150 тыс. км), их опасность для окружающей среды и населения не намного меньше. Это связано со следующими их особенностями.

1. Нефтепродуктопроводы в среднем имеют значительно больший возраст, чем нефте- и газопроводы. Например, магистральный нефтепродукто-провод "Альметьевск - Нижний Новгород" протяженностью 580 км эксплуатируется 45 лет. Магистральный нефтепродуктопровод "Ишимбай - Уфа" (старейший из действующих магистральных трубопроводов России) находится в эксплуатации 70 лет (с 1937 года). Поэтому степень износа нефте-продуктопроводов значительно больше, чем других магистральных трубопроводов.

2. Значительная часть нефтепродуктопроводов построена по старым строительным нормам и технологиям и с применением менее качественных материалов. Это создаёт большие трудности в обеспечении надёжности и безопасности. Например, до 60-х годов прошлого века широко применяли газопрессовую сварку при монтаже трубопроводов. Однако низкий уровень прочности таких стыков, а самое главное - высокая хрупкость не затрудняют проводить на них капитальный ремонт с заменой изоляции. Когда изоляционное покрытие изношено, эффективность электрохимической защиты также резко падает и ускоряется коррозия самого трубопровода. Тем не менее, такие трубопроводы до сих пор находятся в эксплуатации.

3. Некоторые нефтепродуктопроводы смонтированы с применением труб разных диаметров, когда на стыках одна труба входит в другую, а соединение осуществлялось нахлесточными угловыми швами. Затем перешли к более прогрессивной технологии монтажа и сварки с применением подкладных колец. При этом удавалось качественно соединять трубы одного диаметра стыковыми швами. Однако как в первом, так и во втором случаях внутренне сечение получалось не гладким, а с выступами, что в настоящее время не позволяет обследовать трубопроводы с помощью внутритрубных дефектоскопов. Без таких обследований невозможно определить полный состав дефектов и оценить реальные показатели прочности, надёжности, безопасности трубопровода. Тем не менее, таких трубопроводов сохранилось немало, и они продолжают находиться в эксплуатации.

4. Нефтепродуктопроводы проложены ближе к населённым пунктам, чем магистральные нефтепроводы и газопроводы. Некоторые нефтепродуктопроводы проходят в пределах населённых пунктов. Например, МНГТП "Кириши - Санкт-Петербург" проходит более 10 км под газонами и проезжей частью оживленных улиц и проспектов большого города. Практически все МНПП имеют несколько отводов на нефтебазы, которые расположены в непосредственной окрестности малых и средних городов.

5. Продукт, перекачиваемый по МНПП, вызывает всё больший интерес криминальных элементов. Количество несанкционированных врезок с целью отбора продукта (воровства) с каждым годом растёт. В некоторых случаях это приводит к авариям с тяжёлыми последствиями и наносит большой вред экологии местности.

Всё это в совокупности создаёт значительную напряженность при эксплуатации нефтепродуктопроводов с точки зрения обеспечения безопасности. И эта напряжённость тем сильнее, чем меньше имеется средств управления безопасностью.

Элементами управления безопасностью, как известно, являются диагностика, анализ результатов диагностики, расчёты прочности и остаточного ресурса, прогнозирование, принятие практических решений, ремонтно-восстановительные работы, контроль технологических параметров в процессе эксплуатации [89 - 92, 101]. Все эти элементы в той или иной мере развиваются и совершенствуются, некоторые быстрее, другие с отставанием. Например, на старых трубопроводах, где нельзя применять пример, на старых трубопроводах, где нельзя применять внутритрубную диагностику, управлять безопасностью сложнее из-за недостатка информации о дефектах.

Можно встретить и такие случаи, когда некоторые элементы этой цепочки развиваются в неправильном направлении, т.е. назад. Тогда эффективность всей системы управления безопасностью снижается, несмотря на качественное выполнение других отдельных элементов. Например, по достаточно полной и точной диагностической информации о дефектах, полученных самыми современными приборами, можно принять неправильные практические решения, если анализ и расчёты выполняются некорректно или неправильно. Так, стремление ликвидировать вмятины и гофры глубиной 1 - 3,5 % от диаметра приводит к появлению сварочных дефектов, гораздо более опасных, чем ликвидируемые вмятины и гофры.

Встречаются примеры, когда очень неточные измерения или вовсе неизвестные величины принимаются в качестве исходных данных в расчётах остаточного ресурса по очень сложным "многоэтажным" формулам с большим числом параметров. Такие формулы, как правило, могут дать любые результаты (об этом хорошо изложил чл.-кор. РАН А.Н. Махутов [41]). Затем по почти абсурдным результатам расчётов принимаются практические решения по продлению срока эксплуатации трубопровода. Такие выводы, конечно, не внушают доверия. К сожалению, некоторые такие некорректности содержатся и в отраслевых нормативных документах.

При анализе результатов диагностики и прогнозировании безопасности трубопровода часто допускаются ошибки, связанные с неправильным определением главных, определяющих механизмов развития износа и разрушения (т.е. нарушаются требования РД 09-102-95 [59]). Например, на трубопроводах с низкими рабочими давлениями нет смысла строить расчёты по ударной вязкости, статической и циклической трещиностойкости; в них более значительно влияние коррозии. Если трубопровод высоконагружен, то роль концентрации напряжений, циклической трещиностойкости выходит на передний план.

Некоторые важные механизмы деградации трубопроводов не учитываются ни в нормативных документах, ни в экспертных заключениях. Например, такое известное явление как водородная коррозия остаётся без внимания при принятии решений по защите от коррозии. В итоге, в некоторых случаях, стремясь подавить общую и язвенную коррозию (с потерей металла), ускоряют водородную коррозию (растрескивание, т.е. коррозия без потери металла). Так называемая "электрохимическая защита", оказывается, никак не может защитить трубопровод от водородной коррозии, которая со временем переходит в стресс-коррозию [1, 57].

Все эти вопросы по отдельности рассматривались в разных работах. Проблема состоит в том, что при работе с конкретным трубопроводом хороший результат может получиться только тогда, когда все отдельные элементы проблемы безопасности рассматриваются комплексно, ровно, без преувеличения роли одних сторон и занижения других. Однако большинство работ по диагностике, экспертизе безопасности, прогнозировании страдают этим недостатком - односторонним рассмотрением проблемы. Этим же отличается практически вся нормативная база системы МНПП, касающаяся оценки и прогноза безопасности и управления безопасностью [15, 18, 26]. Например, документы по оценке остаточного ресурса считают, что разрушение магистральных нефтепродуктопроводов происходит в основном по малоцикловому механизму. Образование и развитие коррозионных язв практически не рассматривается. На роль изоляционного покрытия при формировании ресурса просто не обращается внимания. Между тем, как показывают результаты внутритрубной диагностики, именно коррозия является главной причиной старения магистральных нефтепродуктопроводов [35, 36].

Вообще с нормативной базой сложилась почти парадоксальная ситуация. Во-первых, считается, что нормативный документ приобретает особую силу и значимость, если он согласован с Госгортехнадзором или Ростехнадзором, Министерством (например, МЧС). Это действительно так, если документ выполнен качественно и не искажает сути явлений. Если же документ некачественно выполнен, отражает уровень знаний и интересы одного разработчика, то существование этого документа становится настоящей проблемой для специалистов-практиков, занимающихся эксплуатацией трубопроводов. С одной стороны, они должны строго соблюдать требования этого документа, с другой - в принципе невозможно этого достичь по объективным причинам. Тогда, при первой же аварийной ситуации надзорный орган может обвинить специалистов по эксплуатации в нарушениях. Сами инспектора тоже оказываются в двусмысленное положение. Да и настоящая причина аварии оказывается не выявленным до конца. Таких примеров множество.

Например, любая инструкция по проведению экспертизы безопасности трубопровода требует выдавать положительные заключения только в одном случае - когда соблюдены все требования действующих ГОСТов, СНиПов, РД и так далее. Причём, совершенно неважно, когда построен трубопровод, сколько лет уже находится в эксплуатации, насколько изношены материалы. Это фактически означает, что ни один трубопровод, тем более старый, не должен получать положительного заключения. В любом трубопроводе обязательно найдётся с десяток или больше несоответствий хотя бы потому, что материалы и технологии раньше были совершенно другими. Современным нормам они никак не могут удовлетворять, точно так же, как построенные сегодня трубопроводы не будут удовлетворять строительным нормам будущего.

Кроме того, все трубопроводы, и старые и новые, содержат множество несоответствий в виде дефектов металлургических (расслоения и неметаллические включения), строительных (вмятины, гофры, сварочные дефекты), эксплуатационных (коррозионные дефекты, механические повреждения). Это видно из результатов внутритрубной диагностики любого трубопровода. Так, нефтепровод "Горький - Новки" протяжённостью 214 км содержит более 43 тысяч дефектов, из которых 31 тысяча - коррозионные дефекты глубиной более 10 % от толщины стенки. То есть, в среднем на каждые 5 метров трубопровода приходится один дефект, не вписывающийся в нормативные допуски. По канонам системы промышленной безопасности такой трубопровод нельзя допускать к эксплуатации.

Отметим, что всё отмеченное выше было известно и раньше. Но сейчас дефектность некоторых трубопроводов по количественным и качественным показателям перешла на новый уровень. Сейчас уже недостаточно исправлять отдельные дефекты, а требуется решать задачу о безопасности трубопровода комплексно на базе результатов диагностирования современными методами, зная о существовании очень большого количества дефектов и несоответствий. Это - новая задача.

Как известно, методы и средства диагностики также постоянно совершенствуются. До недавнего времени перед диагностикой ставилась задача выявить по возможности больше дефектов. Сейчас чувствительность приборов значительно выросла. Это привело к резкому увеличению количества обнаруживаемых дефектов, а вместе с этим существенно затруднилась обработка полученных данных. Появилась необходимость ограничивать число выявляемых дефектов. Для этого вводят соответствующие пороги чувствительности, не фиксируют мелкие дефекты. Например, приборы внутритруб-ной диагностики способны обнаруживать дефекты коррозии, начиная с глубины 0,1 мм. Но в итоговых отчётах отражают только те дефекты коррозии, глубина которых не меньше 10 % от толщины стенки [35, 36]. Даже с таким порогом чувствительности обнаруживаются десятки тысяч дефектов, а число рекомендованных к ремонту дефектов выходит за пределы практических возможностей любых ремонтных бригад.

Таким образом, с одной стороны, повышают чувствительность приборов, с другой, ограничивают число выявляемых дефектов введением порогов. При этом часть полезной информации теряется. Например, наличие коррозионных дефектов глубиной менее 10 % практически не сказывается на прочности и безопасности трубопровода в момент обследования, но с течением времени эти дефекты вырастут. Следовательно, в задачах прогноза эти сведения были бы полезны, но в отчётах их просто нет. Кроме того, наличие коррозионных дефектов, пусть даже очень малых размеров, является свидетельством низкого качества или дефектности изоляционного покрытия. В этих сведениях содержится полезная информация о состоянии изоляционного покрытия, но эта информация в отчёты также не попадает.

В действительности роль внутритрубной диагностики велика и не до конца ещё определена. Например, данные внутритрубной диагностики позволяют оценивать состояние не только обследованных трубопроводов, но и некоторых тех, которые не обследованы и не могут быть обследованы этим методом. Если условия эксплуатации смежных трубопроводов примерно одинаковы и по ним транспортируется один и тот же продукт, то и уровень дефектности, и динамика снижения безопасности не будут резко отличаться. Например, нефтепродукт из МНПП "Альметьевск - Н.Новгород", который не приспособлен к проведению внутритрубной диагностики, попадает затем в трубопровод "Горьки - Новки", который приспособлен для внутритрубной диагностики и обследован этим методом. При этом установлено, что в трубопроводе "Горький - Новки" происходит интенсивная внутренняя коррозия. Глубина некоторых коррозионных дефектов достигла 50 % от толщины стенки. На этом основании можно быть уверенным, что трубопровод "Альметьевск - Н.Новгород" также имеет внутренние коррозионные дефекты и с не меньшими размерами. Тем более, что этот трубопровод в 2 раза старше, чем МНПП "Горьки - Новки". Если бы МНПП "Горьки - Новки" не обследовался методом внутритрубной диагностики, то, естественно, такой вывод о коррозионном состоянии МНПП "Альметьевск - Н.Новгород" не могли бы сделать.

Но наиболее актуальной проблемой после проведения внутритрубной диагностики стала правильная оценка опасности выявленных дефектов и принятие хорошо обоснованных планов ремонта. Причём, должна быть обеспечена максимальная эффективность. Оставлять без ремонта опасные дефекты нельзя. Выполнение ремонтных работ на неопасных дефектах ведёт к бессмысленным затратам. Поэтому должно быть точное соответствие объёма ремонтных работ составу дефектов и условиям работы трубопровода.

Другой частью этой же проблемы является прогноз безопасности. Дело в том, что дефекты растут и со временем неопасные могут стать опасными. Поэтому, даже ликвидировав все опасные на сегодняшний момент дефекты, нельзя быть уверенным, что завтра не наступит разрушение трубопровода от выросших за это время других дефектов. Расчётные методы должны обеспечивать правильный прогноз. Но этого невозможно будет сделать, если основные механизмы износа трубопровода определены неточно. Сегодняшние методики с этой задачей пока не всегда справляются.

Как показывает анализ применяемых методов ремонта, и здесь имеются проблемы. По какой-то неизвестной причине назначаются в основном дорогостоящие и малоприспособленные к условиям эксплуатации методы ремонта. Например, приоритет отдаётся композитным муфтам типа КМТ и совсем игнорируются приварные заплаты. Между тем, без применения заплат на практике не обходятся. Просто надо дать правильные рекомендации по установке заплат, учитывая, что при разных условиях она ведёт себя по-разному.

Почему-то взят курс на ограничение количества разрешённых методов ремонта, хотя простая логика подсказывает, что методов ремонта должно быть много. Просто надо дать правильные рекомендации по их применению и чётко ограничивать условия их применимости.

Перечисление проблем можно продолжить. Но вышеизложенное в достаточной мере показывает, что необходимо проанализировать и упорядочить все основные элементы управления безопасностью МНПП на базе результатов внутритрубной диагностики. Здесь имеются немалые резервы.

В настоящей работе, не претендуя на окончательное решение всех проблем в области безопасности, делается попытка решить часть из них. Для этого поставлены следующие цель и задачи:

Цель - повысить безопасность магистральных нефтепродуктопроводов за счёт совершенствования элементы управления безопасностью на основе данных внутритрубной диагностики (ВТД).

Задачи:

1. Анализ особенностей и механизмов деградации магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП).

2. Анализ результатов внутритрубной диагностики МНПП.

3. Прогнозирование динамики деградации МНПП по результатам ВТД.

4. Выбор безопасных режимов и сроков эксплуатации МНПП по результатам ВТД.

5. Совершенствование элементов управления безопасностью МНПП.

Основой для решения данных задач явились труды отраслевых институтов (ИПТЭР, ВНИИСТ), лабораторий и кафедр высших учебных заведений (УГНТУ, РГУНГ им. И.М. Губкина), Центра технической диагностики «Диа-скан» и других научных центров, специалистов АК «Транснефтепродукт», работы ведущих ученых: B.JI. Березина, О.М. Иванцова, А.Г. Гумерова, P.C. Гумерова, P.C. Зайнуллина, K.M. Ямалеева, Х.А. Азметова, М.Х. Султанова, К.В. Черняева, Е.С. Васина, В.А. Черникина и других.

Кроме того, в работе использованы и обобщены данные о фактическом техническом состоянии магистральных трубопроводов, опыт проведения экспертиз безопасности ряда магистральных нефтепродуктопроводов, результаты обследования аварий. В работе использованы результаты внутритрубной диагностики ряда трубопроводов, выполненные ЗАО "Нефтегаз-комплектсервис", результаты испытаний трубопроводов и отдельных труб с дефектами, а также образцов, вырезанных из трубопроводов. Использованы прогрессивные методы и достижения в области моделирования процессов, положения теорий вероятности и математической статистики, теории прочности и механики разрушения.

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

1. На обоих рассмотренных магистральных нефтепродуктопроводах интенсивность коррозии на внутренней поверхности на порядок выше, чем на наружной поверхности. На МНПП "Рязань-Москва" коррозия равномерная по дистанции и угловой координате. На МНПП "Горький-Новки" коррозия сосредоточена вокруг нижней образующей в виде мелких, но глубоких язв, что отличает её от ручейковой коррозии, характерной для промысловых трубопроводов.

2. Разработана методика прогноза работоспособности и безопасности МНПП с учётом динамики развития дефектов, деградации материалов, а также фактических рабочих режимов эксплуатации. Установлено, что МНПП "Рязань-Москва" может эксплуатироваться практически без ремонта не менее 10 лет. Для поддержания в рабочем состоянии МНПП "Горький-Новки" требуется ликвидировать 50. 100 дефектов; с каждым годом число опасных дефектов растёт по геометрической прогрессии.

3. Изучены особенности напряжённого состояния сварных соединений со смещением кромок, которых содержится в большом количестве на МНПП. Установлено, что коэффициент интенсивности напряжений (КИН) растёт с увеличением смещения кромок по линейному закону, а прочность соединения падает обратно пропорционально КИН.

Практическая ценность работы заключается в следующем:

- выполненные исследования имеют самостоятельное значение для рассмотренных магистральных нефтепродуктопроводов "Рязань-Москва" и "Горький-Новки" при принятии практических решений;

- исследования имеют методическое значение при обследовании и экспертизе промышленной безопасности других трубопроводов;

- результаты работы позволяют эффективно планировать ремонт трубопроводов в соответствии с заданными параметрами работоспособности и безопасности.

- полученные результаты будут полезны для совершенствования нормативной базы по обеспечению безопасности магистральных трубопроводов.

На защиту выносятся: закономерности распределения и развития дефектов на МНПП "Рязань-Москва" и "Горький-Новки; методика прогнозирования работоспособности МНПП, выбора допустимых режимов эксплуатации, определения объёмов ремонта, обеспечивающих необходимую безопасность; закономерности распределения напряжений стыковых сварных соединений со смещением кромок; предложения по методам ремонта дефектных участков МНПП; общая методология управления безопасностью трубопроводов на основе результатов внутритрубной диагностики.

Результаты исследований использованы при обследовании и экспертизе промышленной безопасности магистральных нефтепродуктопроводов "Кириши - Санкт-Петербург", "Альметьевск - Нижний Новгород", "Рязань -Москва", "Горький - Новки".

Автор выражает глубокую благодарность коллективу Института проблем транспорта энергоресурсов и ОАО "АК "Транснефтепродукт", своим руководителям за неоценимую помощь в выполнении настоящей работы.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Шмаков, Владимир Александрович

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

1. Изучены основные закономерности распределения и развития дефектов на магистральных нефтепродуктопроводах. Показано, что в отличие от магистральных нефте- и газопроводов, на магистральных нефтепродуктопроводах наиболее значимым механизмом износа является коррозия на внутренней поверхности, защита от которой практически не предусмотрена.

На некоторых участках магистральных нефтепродуктопроводов происходит концентрация коррозионных дефектов по нижней образующей внутренней поверхности трубопровода. В этой зоне количество коррозионных язв превышает средний уровень более чем на порядок, дефекты быстро растут и создают реальную опасность разгерметизации трубопровода.

2. Внутритрубная диагностика, являясь самым эффективным методом диагностики магистральных трубопроводов, имеет следующие недостатки:

- часть комбинированных дефектов выявляется очень приближённо;

- вид и размеры большинства сварочных дефектов не определяется;

- дефекты типа "потеря металла + расслоение", опасность которых растёт при длительной эксплуатации трубопроводов, не фиксируются.

Объём опасных дефектов, выявляемых при внутритрубной диагностике, составляет порядка 70.80 % от их общего количества на трубопроводе.

3. Методом математического моделирования установлено, что процесс износа магистральных нефтепродуктопроводов "Рязань-Москва" и "Горький-Новки" происходит с разными скоростями. При существующих режимах эксплуатации МНПП "Рязань-Москва" ещё не менее 10 лет может работать практически без ремонта. На МНПП "Горький-Новки" уже сегодня необходимо ликвидировать сотни опасных дефектов; причём, с каждым годом требуется наращивать объемы ремонта приблизительно по геометрической прогрессии.

4. На основании результатов математического моделирования составлена программа ремонта трубопроводов на ближайшие 5, 10, 15 лет с учётом рабочих режимов эксплуатации и динамики развития дефектов. При этом учтена возможность аварийных ситуаций, связанная с вероятным отказом запорной арматуры и проникновением высокого давления на конечные участки трубопровода.

5. Разработаны следующие элементы управления безопасностью МНПП:

- разработана и показана на примерах методология обработки большого массива данных внутритрубной диагностики и выделения опасных дефектов в зависимости от особенностей трубопровода, условий и сроков эксплуатации;

- проанализированы принятые методы ремонта с точки зрения технологичности и формирования поля напряжений, предложены решения, исключающие опасности и повышающие эффективность ремонта;

- разработана методика консервативной оценки опасности сварочных дефектов типа "смещение кромок", основанная на коэффициенте интенсивности напряжений; при этом установлены зависимости КИН от геометрических и силовых характеристик.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Шмаков, Владимир Александрович, Уфа

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

2. Бакиев A.B. Технология аппаратостроения: Учебное пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1995. - 297 с.

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

4. Васин Е.С. Методология обеспечения несущей способности стальной оболочки магистральных нефтепроводов на основе результатов внут-ритрубной диагностики. Дисс. д-ра техн. наук. М., 2003. - 321 с.

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

6. Георгиев М. Пукнатиноустойчивост на металите при статично нато-варване. София: Булвест, 2005. - 207 с.

7. Гончаров Ю.Г., Ефименко С.П., Малинка A.B. и др. Неразрушающий контроль труб для магистральных нефтегазопроводов / Под ред. Г.Н. Сергеева, Ф.И. Вайсвайлера. М.: Металлургия, 1985. - 248 с.

8. ГОСТ 16037-80. Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры.

9. ГОСТ 5264-80. Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры.

10. ГОСТ 14771-76. Дуговая сварка в защитном газе. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры.

11. Гумеров А.К., Шмаков В.А., Хайрутдинов Ф.Ш. Механизмы разрушения магистральных трубопроводов с приварными элементами // Нефтегазовое дело. 2006. - № 4. - С. 227. http://www.ogbus.ru/authors /GumerovAK/GumerovAK 1 .pdf.ц

12. Гумеров И.К. Методология экспертизы безопасности длительно эксплуатируемых магистральных трубопроводов на основе математического моделирования. Дисс. канд. техн. наук. Уфа, ИПТЭР, 2006.

13. Гумеров И.К., Шмаков В.А., Галяутдинов A.A., Рябов И.А. Проблемы оценки остаточного ресурса и безопасности магистральных трубопроводов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. Уфа, ТРАНСТЭК, 2006. - С. 139 - 154.

14. Гумеров K.M., Галяутдинов A.A., Хайрутдинов Ф.Ш., Шмаков В.А.

15. Исследование состояния металла труб и сварных соединений МНПП "Альметьевск-Н.Новгород" // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. Уфа, ТРАНСТЭК, 2006. - С. 211-217.

16. Гумеров K.M., Гумеров A.K. Метод решения задач о напряженном состоянии элементов конструкций с V-образными концентраторами // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. -Уфа, ТРАНСТЭК, 2005. С. 47 - 60.

17. Гумеров K.M., Козин И.В., Галяутдинов A.A. Стресс-коррозия как основной источник опасности на магистральных газопроводах. // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. Уфа, ТРАНСТЭК, 2004. - С. 39 - 50.

18. Гумеров K.M., Колесов A.B., Гиндин A.B. Напряженно-деформированное состояние в окрестности концентраторов типа двугранного угла // Вопросы сварочного производства. Челябинск: ЧПИ, 1987.-С. 3-8.

19. Гумеров K.M., Семиков С.А., Смирнов Ю.Н., Шмаков В.А. О стратегии ремонта магистральных нефтепродуктопроводов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. Уфа, ТРАНСТЭК,2006.-С. 236-241.

20. Гумеров K.M., Шмаков В.А., Хайрутдинов Ф.Ш. Некоторые проблемы экспертизы безопасности магистральных трубопроводов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. Уфа, ТРАНСТЭК, 2006. - С. 196 - 210.

21. Зайцев H.JL, Гумеров K.M. Применение численного микроскопа в методе конечных элементов к исследованию полей напряжений в окрестности трещин. // Вопросы сварочного производства. Вып. 266. Челябинск: ЧПИ, 1981. -С. 10-18.

22. Защита трубопроводов от коррозии: Том 2: Учеб. пособие / Ф.М. Мус-тафин, А.И. Быков, А.Г. Гумеров и др. СПб.: ООО "Недра", 2007. - 708 с.

23. Зенкевич О. Метод конечных элементов в технике / Пер. с англ. М.: Мир, 1975.-541 с.

24. Иванцов О.М. Надёжность и безопасность магистральных трубопроводов России // Трубопроводный транспорт нефти. 1997. - № 10. - С. 26-31.

25. Иванцов О.М. Надёжность строительных конструкций магистральных трубопроводов. М.: Наука, 1985. 231 с.

26. Кершенбаум В.Я., Гумеров K.M., Ямуров Н.Р., Кирнос В.И. Гидроиспытание труб с дефектами типа «расслоение металла» // Надежность и сертификация оборудования для нефти и газа. 2000. - № 4. - С. 37-39.

27. Комплексный технический отчёт по диагностическому обследованию трубопровода профилемером, магнитным и ультразвуковым дефектоскопами. Объект: МНПП "Рязань Москва". Участок: ЛПДС "Рязань" - ЛПДС "Володарская". -М.: ЗАО "Нефтегазкомплектсервис", 2005.

28. Комплексный технический отчёт по диагностическому обследованию трубопровода профилемером, магнитным и ультразвуковым дефектоскопами. Объект: МНПП "Горький Новки". Участок "Кстово - Вто-рово". -М.: ЗАО "Нефтегазкомплектсервис", 2005.

29. Макаров С.П. Состояние объектов МНПП, ход их реконструкции и технического перевооружения и основные задачи по повышению их уровня промышленной безопасности // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2001. - № 1-2. - С. 3 - 9.

30. Макаров С.П. Техническое состояние магистральных нефтепродукто-проводов Компании и задачи, стоящие перед службами эксплуатации по обеспечению их работоспособности // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2001. - № 9-10. - С. 3 - 5.

31. Махутов H.A., Зайнуллин P.C., Гумеров K.M. Прочность сосудов давления с трещиноподобными дефектами // Ресурс и прочность оборудования нефтеперерабатывающих заводов. Межвузовский научно-тематический сборник. Уфа: УНИ, 1989. - С. 40 - 52.

32. Махутов H.A. Деформационные критерии разрушения и расчет элементов конструкций на прочность. М.: Машиностроение, 1981. -272 с.

33. Мельникова H.A., Шмаков В.А., Семиков С.А., Гумеров K.M. Методремонта магистральных нефтепродуктопроводов с локальными дефектами // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Тез. докл. научн.-практ. конф. 24 октября 2006 г. Уфа, 2006. - С. 21 - 23.

34. Методика определения опасности повреждений стенки продуктопро-вода по данным обследования магнитными дефектоскопами, ультразвуковыми дефектоскопами и профилемерами. Нефтегазкомплектсер-вис, ИМАШ РАН, М, 2000 г.

35. Методика определения опасности дефектов геометрии труб по данным обследования внутритрубными профилемерами. М.: АК "Транснефть", 1997.

36. Методики оценки последствий аварий на опасных производственных объектах: Сборник документов. Серия 27. Выпуск 2. Колл. авт. М.: НТЦ "Промышленная безопасность", 2002. - 208 с.

37. Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах. Руководящий документ. М.: НТЦ «Промышленная безопасность», 1999. - 92 с.

38. Миланичев B.C. Оценка работоспособности труб при наличии концентраторов напряжений // Строительство трубопроводов. 1984. - № 2. -С. 8 - 9.

39. Новое в технологии диагностики (по материалам доклада представителя компании British Gas (Великобритания) Пола А. Манделла на конференции по диагностике трубопроводов в Амстердаме) // Трубопроводный транспорт нефти. 1997. -№ 1. - С. 31 - 34.

40. Неразрушающий контроль и диагностика: Справочник / Под ред. В.В. Клюева. М.: Машиностроение, 1996. - 460 с.

41. Николаев Г.А., Куркин С.А., Винокуров В.А. Сварные конструкции. Прочность сварных соединений и деформации конструкций. -М.: Высшая школа, 1982. 272 с.

42. Паспорт магистрального нефтепродуктопровода "Горький Новки" по состоянию на 2007 г. Рязань, ОАО "Рязаньтранснефтепродукт".

43. Паспорт магистрального нефтепродуктопровода "Рязань-Москва" посостоянию на 2007 г. Рязань, ОАО "Рязаньтранснефтепродукт".

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

45. Проблемы старения сталей магистральных трубопроводов. Сборник трудов научно-практического семинара / Под общей ред. Б.В. Будзуля-ка и A.JL Седых: Науч. ред. В.Н. Чувильдеева. Н.Новгород: Университетская книга. 2006. - 220 с.

46. Прочность сварных соединений при переменных нагрузках / Под ред. В.И. Труфякова. Киев: Наукова Думка, 1990. - 256 с.

47. Приборы для неразрушающего контроля материалов и изделий. Справочник / Под ред. В.В. Клюева. М.: Машиностроение, 1988. - 327 с.

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

49. РД 03-418-01. Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов.

50. РД 09-102-95. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзо-ру России. -М.: Госгортехнадзор России, 1995.

51. РД 112.041-92. Инструкция на технологический процесс приварки отводного патрубка к нефтепродуктопроводу под давлением до 5,0 МПа. М.: Роснефтепродукт, 1992. 47 с.

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

53. РД 153-39.4-044-99. Правила капитального ремонта магистральных нефтепродуктопроводов, проложенных по территории городов, населённых пунктов и заходящих на территории нефтебаз и перекачивающих станций.

54. РД 153-39.4-052-00. Инструкция по ремонту действующих нефтепродуктопроводов с помощью композитных спиральных муфт.64