Система обеспечения надежности магистральных нефтепродуктопроводов при снижении несущей способности линейной части

Султанов, Марат Хатмуллинович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Система обеспечения надежности магистральных нефтепродуктопроводов при снижении несущей способности линейной части
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Система обеспечения надежности магистральных нефтепродуктопроводов при снижении несущей способности линейной части"

УДК 622.692.4:62-192

На правах рукописи

СУЛТАНОВ МАРАТ ХАТМУЛЛИНОВИЧ

СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ ПРИ СНИЖЕНИИ НЕСУЩЕЙ СПОСОБНОСТИ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ

Специальность 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа 2005

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

Научный консультант - доктор технических наук, профессор

А.Г. Гумеров

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

И.Г. Абдуллин

доктор технических наук, профессор Х.А. Азметов

доктор технических наук, профессор Н.Х. Халлыев

Ведущее предприятие - ОАО «Юго-Запад Транснефтепродукт»

Защита диссертации состоится «18» ноября 2005 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

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

Автореферат разослан «17» октября 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук

•- Л.П. Худякова

2р/?6 -Ч /7 У Г

Общая характеристика работы

Актуальность темы работы. В настоящее время действующие магистральные нефтепродуктопроводы (МЫ 111) протяженностью более

19 тыс. км непрерывно осуществляют поставку потребителям углеводородного топлива. Нефтепродуктопроводы являются опасными производственными объектами, из которых 39 % эксплуатируются более 30 лет, а 23% - от

20 до 30 лет.

Основные фонды трубопроводного транспорта нефтепродуктов, как и вся транспортная система, стареют. В процессе их эксплуатации постепенно снижается несущая способность собственно трубопроводов. И здесь остро встают вопросы обеспечения надежности и безопасности нефтепродуктопроводов.

Наиболее характерными необратимыми процессами в металле труб нефтепродуктопроводов являются коррозия, усталость, изменение комплекса физико-механических свойств и параметров напряженно-деформированного состояния.

Одной из главных проблем остается качество изготовления труб. Статистика по-прежнему подтверждает, что основными причинами отказов и аварийных ситуаций являются дефекты труб заводов-изготовителей.

Тем не менее, опыт эксплуатации нефтепродуктопроводов показывает, что благодаря технологическим возможностям трубопроводный транспорт нефтепродуктов остается наиболее рентабельным и зачастую безальтернативным.

Многие проблемы, связанные с возрастным составом и высокими требованиями промышленной безопасности нефтепродуктопроводов, преодолеваются обслуживанием их по техническому состоянию по результатам диагностики и приведением основной нагрузки под фактическую несущую способность труб.

Приоритетным направлением технической политики в области магистрального трубопроводного транспорта нефтепродуктов является комплексный подход к вопросам диагностики и ремонта нефтепродуктопроводов по техническому состоянию.

В связи с этим важное значение имеет оценка работоспособного состояния и долговечности нефтепродуктопроводов на основе оперативного

контроля и мониторинга напряженно-деформированного состояния (НДС) потенциально опасных участков.

Несмотря на достигнутые успехи в области технического диагностирования нефтепродуктопроводов, вопросы разработки и внедрения методов ранней диагностики напряженно-деформированного состояния и оценки работоспособности опасных участков остаются открытыми.

Наряду с необходимостью дальнейшего развития системы технического диагностирования нефтепродуктопроводов, позволяющей оценивать напряженно-деформированное состояние и степень поврежденности металла труб с течением времени, требует решения ряд задач, связанных с ремонтом дефектных участков по степени их опасности и гарантии долговечности.

Сложность условий работы нефтепродуктопроводов усугубляется не только дефектностью отдельных труб, но и общим снижением несущей способности линейной части, что предопределяет постановку задачи регулирования рабочего давления на выходе перекачивающих станций (ПС) при определенных ограничениях.

Совокупность вышеперечисленных задач составляет сущность проблемы, решаемой в данной работе, направленной на обеспечение надежности действующих магистральных нефтепродуктопроводов и продление срока службы трубопроводных конструкций.

Обеспечение надежности и продление срока службы нефтепродуктопроводов требуют комплексного рассмотрения вопросов снижения несущей способности, установления технологических режимов работы, диагностики и ремонта дефектных участков инвариантно к виду и времени действия дестабилизирующих акторов и, в целом, совершенствования программы эксплуатации в виде позиционной стратегии управления эксплуатацией по принципу обратной связи с учетом ограничений на технологические, конструктивные и финансовые ресурсы.

Итак, актуальность научно-исследовательских, технических и технологических работ по созданию системы обеспечения надежности магистральных нефтепродуктопроводов при снижении несущей способности линейной части подтверждается следующими обстоятельствами: большой протяженностью длительно эксплуатируемых магистральных нефтепродуктопроводов; фактическим продолжением их функционирования; возможностью учета

комплекса факторов технического и экономического порядков, отвечающих тенденциям развития трубопроводного транспорта.

Диссертационная работа выполнялась в соответствии с тематическими планами НИОКР ИПТЭР (бывший ВНИИСПТнефть) (1980-2004 гг.), планами НИЭР ОАО «АК «Транснефтепродукт» (1993-2004 гг.), включающими темы, предусмотренные Федеральной целевой программой «Энергоэффективная экономика» (2002-2003 гт ), межгосударственной программой «Высоконадежный трубопроводный транспорт» (1999-2000 гг.), отраслевой программой «Мероприятия по повышению надежности, экологической безопасности, сокращению аварийности магистральных нефтепродуктопроводов и усилению инвестиционной активности на объектах ОАО «АК «Транснефтепродукт» (1999-2003 гг.).

Цель диссертационной работы. На основе результатов теоретических и экспериментальных исследований особенностей работы длительно эксплуатируемых магистральных нефтепродуктопроводов разработать систему обеспечения их надежности при снижении несущей способности линейной части.

Основные задачи работы

1. Анализ современного состояния надежности нефтепродуктопроводов

2. Теоретические и экспериментальные исследования прочности и долговечности труб эксплуатируемых нефтепродуктопроводов.

3 Исследование модели «параметр-поле допусков» для определения эксплуатационных допусков на механические и геометрические параметры труб по критерию надежности.

4. Разработка косвенных методов контроля и оценки работоспособного состояния участков нефтепродуктопроводов по магнитным диагностическим признакам.

5. Создание научных основ выбора методов ремонта дефектных участков нефтепродуктопроводов на базе разработанных классификатора влияющих факторов и критериев оценки степени опасности дефектов с течением времени.

6. Разработка метода и методики определения допустимого рабочего давления на выходе перекачивающих станций (после регулирующего устройства) магистральных нефтепродуктопроводов при снижении несущей способности линейной части.

Методы решения поставленных задач

При решении поставленных задач были использованы подходы и методы теории квалиметрии, надежности, ферромагнетизма, упругости, пластичности и механики разрушения, экспериментальные металлографические и электронно-микроскопические средства и способы изучения структуры, методы испытаний и контроля напряженно-деформированного состояния труб и трубных сталей.

Научная новизна

1. Разработаны научные основы системы обеспечения надежности магистральных нефтепродуктопроводов при снижении несущей способности линейной части, базирующиеся на позиционной стратегии управления эксплуатацией и ремонтом по состоянию, методах регулирования рабочего давления на выходе перекачивающих станций, диагностирования и ремонта дефектных участков инвариантно к виду и времени действия дестабилизирующих факторов с учетом ограничений на технологические, конструктивные и финансовые ресурсы.

2. Выявлены закономерности снижения сопротивления усталости металла труб под влиянием совместных процессов циклического упругопла-стического деформирования и изменения физико-механических свойств в зонах конструктивной концентрации напряжений. Получены аналитические зависимости, описывающие закономерности снижения сопротивления усталости металла труб, на основе которых разработан метод поверочного расчета на прочность и долговечность труб, учитывающий накопленную усталостную поврежденность в зонах концентрации напряжений, ответственных за разрушение участков нефтепродуктопроводов. Определены граничные условия регулирования рабочего давления на выходе перекачивающих станций по несущей способности линейной части для решения за-

дач синтеза требуемой надежности и продления сроков службы нефтепро-дуктопроводов.

3. Проведена классификация основных типов задач по расчету эксплуатационных допусков на параметры труб и предложены методы их решения на базе теории квалиметрии по оптимизации параметров объектов стандартизации.

4. Разработаны косвенные методы контроля напряженно-деформированного состояния по магнитным диагностическим признакам и оценки работоспособности участков нефтепродуктопро водов по мажоритарному алгоритму и контрольным картам.

5. Предложены новые критерии оценки степени опасности дефектов по их значимости и устойчивости с течением времени, основанные на результатах теоретического анализа и классификации факторов, влияющих на выбор методов ремонта участков нефтепродуктопроводов.

6. Разработан метод поддержания достигнутого уровня надежности магистральных нефтепродуктопроводов путем формирования областей состояний с запасом работоспособности на всех участках (точках профиля) линейной части за счет регулирования рабочего давления на выходе перекачивающих станций и ремонта инвариантно к виду и времени действия дестабилизирующих факторов в рамках позиционной стратегии эксплуатации по принципу обратной связи.

Основные защищаемые положения

1. Методы обеспечения надежности длительно эксплуатируемых магистральных рефтепродуктопроводов, предусматривающие выполнение по результатам технического диагностирования ремонты о-восстановительных работ и регулирование рабочего давления на выходе перекачивающих станций при снижении несущей способности линейной части.

2. Результаты экспериментальных исследований образцов трубных сталей и стендовых испытаний на прочность и долговечность труб длительно эксплуатирующихся нефтепродуктопроводов.

3. Метод поверочного расчета на прочность и долговечность труб действующих нефтепродуктопроводов.

4. Теоретические основы оптимизации механических и геометрических параметров труб, обеспечивающих заданные показатели надежности.

5. Косвенные методы контроля напряженно-деформированного состояния по магнитным диагностическим признакам и оценки работоспособности участков нефтепродуктопроводов по мажоритарному алгоритму и контрольным картам.

6. Научные основы выбора методов ремонта дефектных участков нефтепродуктопроводов на базе разработанных классификатора влияющих факторов и новых критериев оценки степени опасности дефектов с течением времени.

Практическая ценность

1. На основе результатов проведенных исследований создана нормативно-методическая база для реализации системы обеспечения надежности длительно эксплуатируемых нефтепродуктопроводов, позволяющая осуществлять техническое диагностирование напряженно-деформированного состояния, оперативно выполнять ремонтные работы на дефектных участках и коррелировать технологический режим работы с несущей способностью линейной части.

2. Разработанная методика определения напряженного состояния участков нефтепродуктопроводов по магнитным диагностическим признакам, обработки данных по мажоритарному алгоритму с использованием контрольных карт позволяет оценить работоспособное состояние этих участков.

3. Предложенные структура и типовая программа диагностирования нефтепродуктопроводов, включающие проведение ранней диагностики напряженно-деформированного состояния потенциально опасных участков, дают возможность создать комплексную систему диагностики, оценить напряженно-деформированное состояние и изменения механических и магнитных свойств металла труб и обеспечить полноту и глубину технического диагностирования.

4. Разработанная методика расчета эксплуатационных допусков на параметры труб по критерию надежности позволяет выработать технические

требования к показателям качества труб, обеспечивающим их надежность в эксплуатации.

5. Методика выбора методов ремонта дефектных участков нефтепро-дуктопроводов, в основу которой заложено установление сочетаний влияющих факторов по предложенной классификации, способствует оперативному выполнению ремонтных работ исходя из условия обеспечения их работоспособности.

6. Методика определения максимально допустимого рабочего давления на выходе перекачивающей станции (после регулирующего устройства), учитывающая снижение несущей способности труб в процессе эксплуатации нефтепродуктопровода, позволяет по разработанным критериям установить такой технологический режим работы нефтепродуктопровода, при котором обеспечиваются требуемые безотказность и долговечность.

7. Разработанные конструктивные решения и технологии ремонта участков нефтепродуктопроводов реализуют предложенные методы обеспечения надежности нефтепродуктопроводов.

Реализация работы

Результаты исследований использованы при разработке следующих нормативно-методических документов:

«Руководство по техническому расследованию отказов, повреждений технологических объектов магистральных нефтепроводов». РД 39-30-1058-84, 1984 г.;

«Нефтепровод магистральный. Надежность. Количественные методы оптимизации параметров. Основные положения». ОСТ 39-170-84,1984 г.;

«Методика оптимизации параметров комплектующих изделий магистральных нефтепроводов по критерию надежности в эксплуатации». РД 39-30-1167-84,1985 г.;

«Инструкция по отбраковке труб при капитальном ремонте нефтепроводов». РД 39-0147103-334-86, 1986 г.;

«Инструкция по приварке заплат и муфт на стенки труб нефтепроводов под давлением перекачиваемой нефти до 2,0 МПа». РД 39-0147103-330-86, 1986 г.;

«Типовое положение по техническому диагностированию линейной части магистральных нефтепродуктопроводов». ОАО «АК «Транснефтепродукт», 1997 г.;

«Инструкция по приварке усилительных элементов на кольцевые сварные швы труб при капитальном ремонте магистральных нефтепродуктопроводов». ОАО «Уралтранснефтепродукт», 1997 г.;

«Инструкция по приварке одно- и многосекционных обжимных муфт при ремонте нефтепродуктопроводов». ОАО «Уралтранснефтепродукт», 1998 г.;

«Правила технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов». РД 153-39.4-041-99,1999 г.;

«Методические указания по оценке и анализу надежности нефтепроводов системы трубопроводного транспорта нефти в Российской Федерации». Минэнерго России, 2000 г.;

«Правила капитального ремонта магистральных нефтепродуктопроводов, проложенных на территории городов, населенных пунктов и заходящих на территории нефтебаз и перекачивающих станций». РД 153-39.4-044-99,

2000 г.;

«Правила капитального ремонта магистральных нефтепродуктопроводов на переходах через водные преграды, железные и автомобильные дороги НУ категорий». РД 153-39.4-075-01,2001 г.;

«Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на подводных переходах магистральных нефтепродуктопроводов». РД 153-39.4-074-01,

2001 г.;

«Типовой план ликвидации возможных аварий на магистральных неф-тепродуктопроводах». РД 153-39.4-073-01,2001 г.;

«Методика определения несущей способности действующих трубопроводов и создание регламентов их функционирования». РД 153-39.4Р-135-2002;

«Методика расчета максимально допустимого рабочего давления при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов». РД 153-39.4Р-134-2002.

Разработанные нормативно-методические документы и конструктивно-технические решения внедрены в акционерных обществах трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов ОАО «АК «Транснефть» и ОАО «АК «Транснефтепродукт».

Апробация работы

Результаты работы докладывались и обсуждались в 1979-2004 гг. на всесоюзных, всероссийских и республиканских семинарах, совещаниях, конференциях и конгрессах нефтегазопромышленников России, посвященных проблемам развития трубопроводного транспорта и обеспечения надежности нефте- и нефтепродуктопроводов, в том числе:

- республиканских научно-технических конференциях в г. Уфе (1979, 1980,1982,1984 гг.);

- всесоюзном научном семинаре СО АН СССР «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики» (Минск, 1984 г.);

- международном семинаре «Европейские технологии для улучшения целостности трубопроводов» (Уфа, 1998 г.);

- научно-техническом совещании-семинаре «Аналитическая диагностика и средства автоматизации» Минатома России для нефтегазового комплекса (Обнинск, 1999 г.);

- IX ежегодном международном Конгрессе «Новые высокие технологии для газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи» (Уфа, 1999 г.);

- II Конгрессе нефтегазопромышленников России (Уфа, 2000 г.);

- III Конгрессе нефтегазопромышленников России (Уфа, 2001 г.);

- Второй Всероссийской Неделе Нефти и Газа (Москва, 2002 г.);

- конференции «Перспективы развития трубопроводного транспорта России» в рамках Десятой международной специализированной выставки «Газ. Нефть - 2002» (Уфа, 2002 г.);

- IV Международной научно-технической конференции «Надежность и безопасность трубопроводного транспорта» (Новополоцк, 2003 г.);

- тематической секции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» в рамках IV Кошресса нефтегазопромышленников России (Уфа, 2003 г.).

Кроме того, результаты работы докладывались на ежегодных координационных совещаниях и Советах главных инженеров ОАО «АК «Транснефтепродукт» в период с 1993 по 2004 гг.

Результаты работы, методы исследования и рекомендации нашли отражение в Докладе о надежности магистральных нефте- и нефтепродукте-

проводов в системе трубопроводного транспорта России, подготовленном и представленном на основании Государственного контракта в Минэнерго России в 2001 г.

Публикации

Основное содержание работы опубликовано в монографии и 51 научных статьях, брошюрах и тезисах докладов семинаров и конференций, получены 2 авторских свидетельства на изобретения и 1 патент.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, шести глав, основных выводов и рекомендаций. Работа изложена на 309 страницах машинописного текста, содержит 52 таблицы, 60 рисунков, библиографический список использованной литературы включает 242 наименования.

Соискатель благодарен коллективу ОАО «АК «Транснефтепродукт» за доброжелательное отношение, заинтересованность во внедрении и активную помощь в проведении исследовательских работ.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, поставлены цель исследования и основные задачи, сформулирована научная новизна, изложены сведения по апробации и практической ценности работы.

В первой главе дан анализ проблемы обеспечения надежности магистральных нефтепродуктопроводов при снижении несущей способности линейной части

Исследованиями ученых Абдуллина И.Г., Азметова Х.А., Анучки-на М П., Березина B.JI., Бородавкина П.П., Быкова Л.И., Галлямова А.К., Гу-мероваА.Г., ГумероваР.С., Гумерова K.M., Гутмана Э.М., Зайнуллина P.C., Иванцова О М., Магаошина H.A., Новоселова В.Ф., Стеклова О И , Телегина Л.Г, Черняева В.Д., Черняева К.В., Харионовского В В., Халлыева Н.Х., Шаммазова А М , Ямалеева K.M., Ясина Э.М. и многих других создана система обеспечения надежности магистральных трубопроводов в пределах нормативного срока их службы, установлены и описаны отдельные законо-

мерности физики отказов трубопроводных конструкций, созданы математические основы количественной оценки надежности.

В настоящее время полезный срок службы магистральных нефтепро-дуктопроводов всемерно продлевается. Например, в регионе У рало-Поволжья в 50-60 гг. XX столетия сооружены линейно-протяженные магистральные трубопроводы. В связи с экономической целесообразностью нормативный срок службы этих объектов (при применении норм амортизационных отчислений на полное восстановление объектов основных средств, утвержденных постановлением Совета Министров СССР от 22 октября 1990 г. № 107) фактически значительно продлен. Вывод из эксплуатации этих объектов не представляется возможным, а продолжение дальнейшей эксплуатации связано с решением научно-технических задач обеспечения надежности и определения ресурса трубопроводных конструкций.

Показано, что прогнозирование показателей безотказности и остаточного ресурса нефтепродуктопроводов должно производиться с учетом измененных свойств металла, напряженного состояния и воздействия перекачиваемого продукта, устанавливаемых по временным критериям разрушения. Изучение закономерностей необратимых процессов в металле труб, приводящих к их отказам, является основой для построения моделей расчета и прогнозирования надежности нефтепродуктопроводов.

В процессе эксплуатации нефтепродуктопроводы подвергаются воздействию поперечных и продольных сил, изменяют свое первоначальное положение, что приводит к появлению в материале труб чрезмерных напряжений и деформаций, а в локальных участках - к концентрации напряжений и, как следствие, к их разрушению. Поэтому при эксплуатации нефтепродуктопроводов для оценки их несущей способности важно непосредственными измерениями контролировать фактические напряжения и деформации.

В связи с этим важное значение имеет оценка работоспособного состояния и долговечности нефтепродуктопроводов на основе оперативного контроля л мониторинга напряженно-деформированного состояния потенциально опасных участков в полевых условиях.

Анализ показателей надежности длительно эксплуатируемых нефтепродуктопроводов показал, что они находятся на стадии нормальной эксплуатации, которая характеризуется простейшим потоком событий (функцией надежности), обладающим тремя свойствами: стационарности, отсутствия

последействия и ординарности. Достигается это на практике, в основном, выполнением ремонтных работ по диагностическим данным и снижением рабочего давления как на отдельных участках, так и в целом на нефтепродук-топроводе. Однако здесь не отработаны теоретические положения, научно обоснованные методические подходы и решения.

С накоплением опыта эксплуатации, как правило, уточняются данные о надежности нефтепродуктопроводов и меняется программа их технического обслуживания и ремонта, приспосабливаясь к новым знаниям. Система эксплуатации практически является адаптивной. Адаптируется она вследствие учета диагностической и ремонтной информации, изучения закономерностей необратимых процессов и оценки степени опасности дефекта с течением времени. Адаптация выражается в изменении стратегии эксплуатации и ремонта нефтепродуктопроводов по техническому состоянию с течением времени.

Результаты диагностирования нефтепродуктопроводов показывают наличие множества дефектов (более чем на два порядка выше, чем количество ремонтируемых дефектов на текущий момент времени), классифицируемых как неопасные на данный момент времени без гарантии долговечности. Адаптивная система эксплуатации и ремонта нефтепродуктопроводов требует решения задач ранней диагностики, слежения за необратимыми процессами в металле труб, расчета момента остановки или снижения рабочего давления и вывода на ремонт дефектных участков по степени их опасности с течением времени, сбора и анализа статистики отказов, оптимального распределения технологических, конструктивных и финансовых ресурсов.

Комплексное решение этих задач требует перехода на позиционную стратегию эксплуатации и ремонта по состоянию по принципу обратной связи, позволяющую принимать упреждающие управленческие воздействия на систему, обеспечивающие ее безотказность и долговечность. Это, в отличие от применяемых ранее организационно-технических решений, обеспечивает стабилизацию и поддержание достигнутого уровня надежности нефтепродуктопроводов инвариантно к виду и времени действия дестабилизирующих факторов.

Длительное функционирование магистральных нефтепродуктопроводов сверх нормативного срока, проявление необратимых процессов усталости, коррозии и изменения физико-механических свойств металла труб, от-

рицательно влияющих на несущую способность линейной части, резкое повышение требований к надежности и промышленной безопасности объектов трубопроводного транспорта требуют дальнейшего развития исследований по поддержанию их работоспособности и приведению в соответствие с меняющимися условиями эксплуатации системы обеспечения надежности магистральных нефтепродуктопроводов.

Во второй главе обобщены результаты теоретических и экспериментальных исследований прочности и циклической долговечности труб нефтепродуктопроводов.

Вполне очевидно практическое значение дальнейшего совершенствования методов оценки прочности и циклической долговечности труб, степени опасности дефектов с течением времени, изучения закономерностей необратимых процессов и установления более достоверных значений предельных напряжений и деформации, отвечающих возможностям длительно эксплуатируемых нефтепродуктопроводов при продлении сроков их службы.

Обобщены результаты выполненных теоретических и экспериментальных исследований, касающихся определения предельных размахов деформации и напряжений на стадии зарождения и развития усталостных трещин в малоцикловой области нагружения нефтепродуктопроводов внутренним давлением. Вопросы рассмотрены как в детерминированной, так и в вероятностно-статистической постановке.

При расчете по первому предельному состоянию характеристиками несущей способности являются нормативное сопротивление стали, геометрические параметры сечения труб и показатель условий работы конструкции, учитывающий ее особенности.

Некоторые факторы, влияющие на несущую способность длительно эксплуатируемого нефтепродуктопровода, такие как агрессивная среда, концентрация напряжений, усталость и снижение сопротивляемости трубных сталей хрупкому разрушению, в определенных условиях не поглощаются коэффициентами условий работы, надежности по материалу и надежности по назначению трубопровода. Это вызывает необходимость разработки метода поверочного расчета на прочность и ресурс труб длительно эксплуатируемых нефтепродуктопроводов.

Учет действительной изменчивости показателей прочности трубных сталей, геометрических параметров сечения труб и условий работы конструкции позво-

jmct обеспечить выполнение требования о том, чтобы максимально возможное с учетом перегрузки внутреннее давление в нефтепродуктопроводе было не больше его фактической несущей способности.

Для решения поставленной задачи проведены экспериментальные исследования прочности и долговечности труб из сталей 17ГС, МК, Ц (ЧССР), Ст 4 и других, находящихся в эксплуатации от 25 до 50 лет.

Для испытаний выбраны трубы с начальных наиболее натруженных участков нефгепродуктопроводов «Уфа-Петропавловск», «Уфа-Западное направление», «Участок 43» трассы № 1, трассы № 16, «Уфа-Камбарка» и других.

Испытания проведены по методу экстремального уровня как по режимам нагрузок, так и по начальным механическим и геометрическим характеристикам труб, но в пределах производственных и эксплуатационных допусков.

Полученные результаты лабораторных исследований указывают на своеобразность изменения механических свойств трубных сталей длительно эксплуатируемых труб. Эти особенности заключаются в следующем:

прочностные показатели металла труб изменяются незначительно. Прочность отдельных сталей (например, 17ГС, МК, Ц и т.п.) увеличивается примерно на 5 - 10%, что не ограничивается стандартами и техническими условиями на трубы;

пластические свойства исследованных сталей изменяются относительно больше, то есть уменьшаются максимально до 40 %. Это указывает на охрупчивание их в процессе эксплуатации. Наблюдается снижение ударной вязкости трубных сталей не более чем в 2,4 раза.

Выявлена общая закономерность снижения долговечности до разрушения металла труб нефтепродуктопроводов в режиме жесткого нагружения по схеме чистого изгиба с частотой 46 цикл/мин и с заданной деформацией, равной 0,28 %. Динамика изменения циклической долговечности трубных сталей по данным испытаний гладких образцов показана на рисунке 1.

Стендовые испытания труб на прочность и циклическую долговечность проведены на разработанной гидравлической установке. Для контроля напряженно-деформированного состояния труб использованы методы тензометрии и магнитной анизотропии.

Испытания на малоцикловую прочность и долговечность труб диаметрами 300 и 500 мм проводились поэтапно ступенчато-циклическим нагруже-нием внутренним давлением до 0,7 нормативного значения предела текучести для стали марок 17ГС, МК, Ц, Ст 4. Результаты испытаний труб приведены в таблице 1.

jVp-1000, цикл 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Гэ, лет

I - 17 ГС; II - MK; III - Ц; IV - Ст 4

N0 - число циклов до разрушения гладких стандартных образцов; Т, - срок эксплуатации труб в годах;

U - доверительная область, в пределах которой с заданной вероятностью 0,9 расположен массив экспериментальных данных

Рисунок 1 - Динамика изменения циклической долговечности трубных сталей

Таблица 1 - Результаты испытаний труб на малоцикловую прочность

Диаметр и толщина стенки трубы, мм Марка стали Срок эксплуатации, лет Число циклов нагружения до разрыва трубы Количество испытанных труб

530x8 17ГС новая труба 13621 - 15431 3

530x8 17ГС 25 7200-14841 4

529x8 МК 37 6620-12422 5

529x8 МК 48 6021 -9864 4

508x9,5 Ц 37 10332- 13631 4

508x9,5 Ц 46 10024-11445 4

377x10 Ст4 50 8460- 15253 4

Показано, что при уровнях внутреннего давления, соответствующих нормативным, в результате повторного действия нагрузок, характерных для действующих нефтепродуктопроводов, возможно малоцикловое разрушение труб в диапазоне числа циклов нагружения 6,0103 - 1,5-104. Для исследованных новых труб, прошедших заводские контрольные испытания и предназначенных для эксплуатации на нефтепродуктопроводах, малоцикловое разрушение, при прочих равных условиях, возможно в диапазоне числа циклов 1,3 1 04- 1,5-104.

Одновременно проведены испытания на статическую прочность труб, бывших в эксплуатации от 25 до 50 лет (по две трубы из той же серии по таблице 1). Статическое давление разрыва труб находится в пределах от 13,1 до 15,1 МПа При рабочем давлении 5,5 МПа запас статической прочности труб находится в пределах 2,3-2,7.

В условиях малоциклового нагружения длительно эксплуатируемых труб зарождение и развитие усталостных трещин происходят значительно быстрее, чем новых труб (примерно в 2-4 раза), что объясняется, в конечном счете, влиянием совокупности факторов, в том числе охрупченностью металла в локальных структурных неоднородных областях, снижением его пластичности и ударной вязкости. Эксперименты подтверждают необходимость учета многофакторного влияния дефектности, концентрации напряжений, структурных изменений, упрочнения металла, величины запаса прочности и деформации на остаточный ресурс труб нефтепродуктопроводов.

Ускоренные испытания трубных сталей нефтепродуктопроводов позволили установить закономерности увеличения скорости накопления усталостной повреждаемости металла в зависимости от времени эксплуатации труб и предложить эмпирическую формулу расчета относительного показателя повреждаемости, которая имеет вид

П„=(1 + а Тэ)~' , (1)

где По - относительный показатель повреждаемости металла труб, определяемый по результатам испытаний гладких стандартных образцов;

Т, - время эксплуатации труб, лет;

а - эмпирический коэффициент, а = 0,0114; 0,0119; 0,0082; для трубных сталей с содержанием углерода в пределах 0,18 - 0,20 %; 0,10 - 0,17 %, более 0,20 % соответственно.

Усталостное разрушение металла труб, по данным испытаний гладких образцов, обусловлено эволюцией структурной повреждаемости из-за объемных и поверхностных процессов в зависимости от числа циклов нагру-жения. Предложены косвенный метод оценки структурной повреждаемости и эмпирическая формула расчета поправочного коэффициента упрочнения поверхностного слоя металла труб по изменению магнитной проницаемости и шумов Баркгаузена.

Установлено, что структурная повреждаемость трубных сталей из-за объемных и поверхностных процессов формирует область состояний, не приводящих к выходу за границы их работоспособности с течением времени эксплуатации нефтепродуктопроводов. Доказано, что факт наступления массового катастрофического разрушения нефтепродуктопровода относительно самих трубных сталей из-за накопления усталостной повреждаемости не подтверждается.

Показано, что ответственными за усталостное разрушение труб являются зоны концентрации напряжений, где изменения НДС соответствуют жесткому режиму нагружения вследствие заметного снижения деформации в самом концентраторе. При наличии концентраторов напряжений как потенциальных мест предварительного зарождения усталостных трещин процесс накопления повреждаемости в зоне дефектов основного металла и сварных соединений труб заметно интенсифицируется. Эффект накопления и перераспределения структурной повреждаемости между отдельными зонами концентрированного сдвига и различного рода несовершенств и микродефектов (вакансий, дислокации) будет играть менее заметную роль.

Долевой вклад структурной повреждаемости трубных сталей в относительном показателе повреждаемости труб не превышает 50 % для ресурса не более 1,4 • 103 циклов нагружения нефтепродуктопроводов.

Проведены теоретические исследования по совершенствованию метода поверочного расчета нефтепродуктопроводов по первому предельному состоянию.

Получено аналитическое решение уравнения, описывающего сопротивление трубной стали разрушению при жестком нагружении и режиме двухступенчатой однократной смены рабочего давления в трубе. При этом учитывались условия соблюдения правила Нейбера для расчетной оценки теоретического коэффициента концентрации напряжений и линейная гипоте-

за суммирования усталостных повреждений. Предложена формула для расчета поправочного коэффициента ту, необходимого для поверочного расчета труб нефтепродуктопроводов по первому предельному состоянию. Эта формула имеет вид

где П - относительный показатель повреждаемости трубы в зонах концентрации напряжений за определенное время эксплуатации нефтепродуктопровода.

Для расчета относительного показателя повреждаемости трубы получена следующая формула:

где п/Тэ), Пд(Тэ) - коэффициенты запаса по деформации и прочности; а„-теоретический коэффициент концентрации напряжений; т„ % - показатели пластичности стали и циклической нагрузки; с - показатель деформационного упрочнения стали; уг, - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние трубы; п - коэффициент надежности по нагрузке; Е - модуль упругости трубной стали, МПа; 8 - номинальная толщина стенки труб, м; Двн - внутренний диаметр труб, м; Л^ - расчетное число циклов по установленной схеме нагружения нефтепродуктопровода внутренним давлением Рх за один год; г/ - число декомпозиций режима работы нефтепродуктопровода по внутреннему давлению за один год.

Аналитическими исследованиями установлено, что величина относительного показателя повреждаемости труб в значительной мере зависит от теоретического коэффициента концентрации напряжений. Так, при а„ < 2,0 влияние необратимых процессов накопления усталостных повреждений в трубе столь незначительно, что такие трубы могут эксплуатироваться без разрушения до 1,4-104 циклов нагружения на уровне нормативных значений внутреннего давления. При 2 < а„ < 3 требуется регулирование внутреннего давления под фактическую несущую способность труб после 4,5-103 циклов нагружения. При а„> 3 не обеспечиваются безотказная работа и долговечность труб до 1,4-104 циклов нагружения только путем регулирования рабочего давления, а требуется выполнение ремонтных работ по состоянию и ресурсу. Ре-

/и

= 0 -пГ,

(2)

(3)

зультаты расчетов предельно допустимых рабочих давлений в зависимости от времени эксплуатации нефтепродуктопроводов представлены в виде графиков. На рисунке 2 это конкретно показано для эксплуатируемых под давлением 5,5 МПа труб 0 530x8 мм с частотой нагрузки 180 циклов в год.

Рдоп, МПа

Тэ, лет

Рисунок 2 - Зависимость допустимого рабочего давления от времени эксплуатации труб нефтепродуктопроводов

Установлено, что для обеспечения расчетной долговечности труб нефтепродуктопроводов при не менее 1,4-104 циклах нагружения нормативным внутренним давлением необходимо ограничить максимальные деформации в металле труб на наиболее нагруженных участках. Показано, что такие требования, в определенных условиях, могут быть реализованы при снижении рабочего давления на нефтепродуктопроводе и проведении ремонтных работ по состоянию и ресурсу в рамках позиционной стратегии управления эксплуатацией.

Поскольку цикличность нагружения нефтепродуктопроводов внутренним давлением вызывает разрушение труб в тех местах, где имеется наибольшая концентрация напряжений, то ключевым моментом решения задачи их надежности является установление функциональной зависимости параметра потока отказов от обобщенной характеристики дефектности - теоретического коэффициента концентрации напряжений по Нейберу. В связи с этим нами исследован методом физико-статистического моделирования характер

изменения параметра потока отказов в зависимости от степени концентрации напряжений в металле труб, что, в конечном счете, привело к установлению функциональной зависимости параметра потока отказов от теоретического коэффициента концентрации напряжений.

Для количественной оценки параметра потока отказов как функции толщины стенки и теоретического коэффициента концентрации напряжений предлагается следующая математическая модель:

где ,аопя> ,аООШ1 - верхние и нижние границы интервала изменения 5,

ап соответственно;

- постоянные, определяемые опытным путем и зависящие от качества металла, технологии изготовления труб и условий их эксплуатации

На основе вероятностного подхода разработан расчетный метод оценки допустимого уровня концентрации напряжений в основном металле и в сварных соединениях труб.

В результате теоретических исследований разработан метод обоснования величины коэффициента запаса по деформации металла труб по критерию надежности и установления допустимых пределов изменчивости внутреннего давления в нефтепродуктопроводе при известной величине коэффициента запаса по деформации. Предложена формула расчета коэффициента запаса по деформации пЕ, который имеет

где Ер», - среднее значение рабочей деформации металла труб; ен - нормативная деформация металла труб; Ас - - коэффициент изменчивости де-

е^б

формации, |о| - среднеквадратическое отклонение рабочей деформации, с' - нормирующий множитель; п - коэффициент, показывающий степень реализации нормативного давления в цикле нагружения; V - частота нагружения труб внутренним давлением, цикл/год; кч - запас по долговечности.

(4)

вид

На основании результатов исследования разработана методика (руководящий документ) расчета допустимого рабочего давления на участке нефте-продуктопровода, при котором возможна его дальнейшая эксплуатация

Третья глава посвящена аналитическим исследованиям модели «параметр-поле допусков» для определения эксплуатационных допусков на механические и геометрические параметры труб по критерию надежности

Разработана теоретическая основа оптимизации параметров труб по заданным показателям надежности.

Задача оптимизации параметров по заданному уровню надежности разделяется на две части: оптимизацию нормативов надежности как функции времени и последующий расчет допустимых значений механических и геометрических параметров непосредственно по этим нормативам надежности

Проведена классификация основных типов задач по расчету эксплуатационных допусков на параметры труб и предложены методы их решения на основе теории квалиметрии по оптимизации параметров объектов стандартизации.

Показано, что в зависимости от конфигурации заводского продольного шва, величины смещения кромок по высоте в сварном соединении, овальности трубы формируются зоны концентрации напряжений. Характеристиками качества являются следующие геометрические параметры' ширина сварного шва - 2аш; высота сварного шва - вш; угол перехода от шва к основному металлу - в; радиус закругления в зоне сопряжения усиления шва с основным металлом - р; смещение кромок по высоте в сварном соединении - 5; овальность трубы - и.

Получена эмпирическая формула для расчета теоретического коэффициента концентрации напряжений:

о\ = 0,651(—)<М77 •К,:(5)-*12(И), (6)

где к ¡(Б), к:(и) - безразмерные коэффициенты, характеризующие влияние смещений кромок сварного соединения и овальности труб.

Формула (6) получена при условии в> 90° и отсутствия в сварном соединении непроваров, свищей, трещин, пор, шлаковых включений, подрезов и других дефектов формирования шва.

Подбор эмпирической формулы (6) для установленной по результатам экспериментов функциональной зависимости выполнен методом выравнивания. Относительная погрешность не более 10 %

Предложен метод определения радиуса закругления путем построения круга кривизны и измерения радиуса на основе теории локальных элементов кривой дифференциальной геометрии с использованием копии образца сварного соединения в зоне сопряжения усиления шва с основным металлом при двадцатикратном увеличении с помощью прибора «Неофот - 21».

Построена номограмма для определения допустимого значения радиуса закругления в зоне сопряжения усиления шва с основным металлом

С целью определения характера связи и степени взаимозависимости теоретического коэффициента концентрации напряжений и геометрических параметров сварных соединений и труб в целом проведена оценка предельных отклонений, характеризующих концентрации напряжений в зоне продольных сварных соединений труб

Показано, что стандартные трубы для магистральных трубопроводов должны иметь следующие допуски на параметры продольных сварных швов: высота усиления шва - не более З-Ю"3 м; ширина сварного шва - в пределах 210'2-310"2м; смещение кромок по высоте в сварном соединении - не более 0,5 10'3 м, степень овапизации сечения трубы - не более 1 %, угол перехода от шва к основному металлу - более прямого угла (плавный переход); радиус закругления в зоне сопряжения усиления шва с основным металлом - не менее 0,35-10"3 м.

На основании результатов исследований разработан отраслевой стандарт на количественные методы оптимизации параметров комплектующих изделий и оборудования магистральных трубопроводов по заданному уровню надежности на стадиях проектирования и эксплуатации.

Разработана методика расчета эксплуатационных допусков на параметры труб по критерию надежности, установлены основные типы задач по оптимизации параметров и методы их решения

Четвертая глава посвящена разработке косвенных методов контроля и оценке работоспособного состояния участков нефтепродуктопроводов по магнитным диагностическим признакам.

Определены возможные области применения магнитных методов, произведена оценка их достоинств и недостатков и выбраны наиболее информативные методы контроля механических напряжений в металле труб, каковыми являются метод магнитной анизотропии и метод магнитных шумов, основанный на эффекте Баркгаузена. При деформации ферромагнитного материала из-за явления магнитострикции создается наведенная магнитная анизотропия. Если константа магнитострикции Л3 > 0, то наблюдаются рост магнитной восприимчивости в направлении растяжения и уменьшение в перпендикулярном растяжению направлении.

Теоретически обосновано и экспериментально показано, что если на образец трубной стали действует нагрузка, то возникающее механическое напряжение а деформирует его на величину Ае и для его намагничивания до индукции В необходимо поле напряженностью Я. Для намагничивания до индукции В без деформации достаточно поле напряженностью Н0. Получена аналитическая зависимость относительного показателя изменения магнитной проницаемости от величины механического напряжения

=0,318-Х.,. -ц0 а. (7)

Из этой формулы следует, что изменение магнитной проницаемости пропорционально механическому напряжению сг и произведению начальной проницаемости ц0 и коэффициента магнитострикции Л, Это справедливо только в области упругих деформаций.

Проведены экспериментальные исследования зависимости магнитной анизотропии пластически деформированной трубной стали от параметров НДС.

Показано, что магнитная анизотропия пластически деформированной трубной стали характеризуется резким спадом сразу за пределом упругости

Экспериментальные исследования степени напряженного состояния по уровню магнитных шумов Баркгаузена показали, что в упругой области число регистрируемых импульсов от скачков Баркгаузена растет пропорционально напряжениям растяжения, уменьшается в области, где напряжения имеют характер сжатия. Результаты эксперимента при пластическом деформировании трубы показали, что при росте пластической деформации стали число скачков Баркгаузена резко убывает. Применение комплекса магнитных

параметров позволяет оценивать не только величину упругого напряжения, но и наличие пластической деформации

Установлено, что магнитная анизотропия от напряжений растяжения трубных сталей, предварительно прошедших малоцикловое нагружение, имеет более крутой характер, что, по всей видимости, объясняется влиянием упрочнения трубных сталей Сравнительные данные экспериментов показали, что крутизна магнитной анизотропии трубных сталей Ст 3 и 17ГС, прошедших малоцикловое нагружение, относительно анизотропии таких же новых трубных сталей составляет в среднем 30 и 34 % соответственно для сталей Ст 3 и 17ГС в диапазоне механических напряжений от 0,4 от до 0,8 ог. Такие данные получены по результатам лабораторных испытаний образцов сталей на малоцикловую усталость до 15000 циклов по схеме чистого изгиба, отнулевого нагружения с частотой 46 циклов в минуту и величиной деформации, равной 0,28 %

Для учета влияния упрочнения трубных сталей СтЗ и 17ГС в поверочных расчетах на прочность и долговечность труб в условиях малоциклового нагружения предложены эмпирические формулы, необходимые при оценке относительного показателя повреждаемости металла

Косвенные измерения предусматривают нахождение значения характеристики НДС на основании известной зависимости (формулы, таблицы, графики) между этой характеристикой и величиной магнитного параметра, полученной при прямых измерениях.

Для определения НДС используется метод сравнения с мерой (нулевой гипотезой или точкой отсчета), суть которого состоит в сравнении величины измеренного магнитного параметра с той величиной, которая воспроизводится мерой.

Мера измерений должна быть установлена заранее, до контроля НДС, на основе экспериментальных исследований образцов трубных сталей, труб и трубных плетей, а также, возможно, непосредственно на контролируемом участке нефтепродуктопровода.

Предложен мажоритарный алгоритм контроля параметра НДС. Такой алгоритм контроля параметра НДС предусматривает проведение х измерений, каждое из которых состоит в установлении факта нахождения результа-

та измерения в контрольном допуске {а,, Ь,}, после этого определяется число измерений р, дающих результат «в допуске НДС». Если р < у, где у - заданный порог, то принимается решение «допустимое НДС», если р > у - решение «недопустимое НДС». При таком алгоритме риски контроля НДС и эксплуатации нефтепродуктопровода вычисляются по предложенным формулам'

У-Р(1)

г, = 1 - F.

(8)

(9)

где rk- риск контроля НДС; r>- риск эксплуатации участка нефтепродуктопровода после контроля НДС; \а\ - дисперсия параметра х; p(l), р(п) - значения определяемого параметра I и П уровней, причем p(ll)>f3(l)

Очевидно, что параметрами приемлемого мажоритарного алгоритма контроля по критериям риска являются порок принятия решения у и границы контрольного допуска а,, Ь,. Предложен графоаналитический метод интерпретации результатов контроля НДС на основе построения контрольных карт Контрольная карта служит для графического отображения измеренных механических напряжений в металле труб Установлен порядок построения контрольной карты и анализа результатов контроля НДС, который заключается в следующем.

для каждого значения величины магнитного параметра определяется характеристика НДС;

согласно общему принципу построения контрольной карты наносят среднюю линию - меру характеристики НДС, ее доверительный интервал, проектные и эксплуатационные допуски НДС;

каждое значение характеристики НДС наносят на контрольную карту; если все результаты измерения НДС оказались в пределах эксплуатационных допусков, указанных в контрольной карте, то рекомендуется принимать решение по дальнейшей эксплуатации нефтепродуктопровода;

если одно или несколько значений характеристик НДС оказались за граничными значениями эксплуатационных допусков, приведенных в контрольной карте, то необходимо принять одно из решений о проведении ана-

лиза недопустимых отклонений и организации мониторинга или ремонта контролируемого участка.

Если данные контрольной карты указывают на необходимость проведения исследования причин недопустимых отклонений характеристики НДС за границы эксплуатационных допусков, то такое исследование может привести к одному из следующих выводов:

- наблюдаемое отклонение представляет собой отклонение случайного характера, имеющее некоторую вероятность обнаружения, и, следовательно, его появление нельзя объяснить какой-либо определенной причиной Отклонение должно быть учтено при определении меры измерений на последующий период контроля НДС;

- наблюдаемое отклонение вызывается определенной причиной, которая устраняется выполнением ремонтных работ;

- наблюдаемое отклонение определяется ошибкой при контроле НДС, в том числе из-за использования неисправной измерительной аппаратуры, несоблюдения технологии контроля НДС .

Использование контрольных карт предполагает принятие как краткосрочных, так и долгосрочных решений.

Краткосрочные решения принимаются в тех случаях, когда анализ данных контроля НДС проводится в результате появления на контрольной карте какого-либо тревожного сигнала об отклонении характеристики НДС.

Долгосрочные решения принимаются в результате анализа данных контроля НДС на текущий момент времени, выявления тенденции и установления регламента мониторинга НДС контролируемого участка нефтепродук-топровода.

С целью проверки достоверности и точности контроля НДС методом магнитной анизотропии проведено сопоставление полученных результатов с данными тензометрии. Электромагнитные и тензометрические датчики были установлены вдоль продольного заводского сварного шва трубы 0 530x8 мм из стали 17ГС. Натурные испытания проведены на разработанной нами гидравлической установке. Результаты испытаний и обработки данных измерений показали, что магнитная индикация напряженного состояния околошовной зоны трубы имеет относительную погрешность в пределах 17-23 %

Предложена методика оценки работоспособного состояния участков нефтепродуктопроводов по мажоритарному алгоритму и контрольным картам.

Проведенный анализ действующей системы технического диагностирования нефтепродуктопроводов показал, что она развивается в основном в двух направлениях: поиск дефектов основного металла и сварных соединений труб; контроль НДС и оценка работоспособного состояния участков нефтепродуктопроводов, которые определяются как ранняя диагностика. Необходимость совершенствования методов ранней диагностики, в первою очередь магнитными методами, вытекает из практической потребности контроля НДС в полевых условиях и, в перспективе, создания средств внутритрубной диагностики НДС с переходом на пятый уровень существующей системы технического диагностирования.

Показано, что ранняя диагностика НДС участков нефтепродуктопроводов с интегрированием ее в существующую четырехуровневую систему внутритрубной диагностики позволит дополнительно поднять информативную полезнэсть диагностических работ до 30 %.

Предложены новая структура и программа выполнения диагностических работ на нефтепродуктопроводах по пяти интегрированным) ровням.

С использованием контрольных карг и компьютерной обработки данных индикации магнитной анизотропии оценено работоспособное состояние участков нефтепродуктопроводов «Уфа-Петропавловск», «Уфа-Камбарка», нефтепровода «Лисичанск-Тихорецк» на воздушном переходе через канал на 268-ом км, отводного коллектора промстоков нефтеперерабатывающего завода АО «Уфанефтехим». По результатам контроля выполнен комплекс мероприятий по обеспечению надежности трубопроводных конструкций.

В пятой главе отражены научные основы выбора методов ремонта дефектных участков нефтепродуктопроводов для позиционной стратеги» эксплуатации и ремонта по состоянию инвариантно к виду и времени действия дестабилизирующих факторов по принципу обратной связи. Алгоритм выбора методов ремонта базируется на новых критериях оценки опасное!и дефектов с течением времени и классификации влияющих факторов, разработанных автором.

Классификация основных факторов, влияющих на выбор метода ремонта, представлена в таблице 2.

Таблица 2 - Классификация факторов, влияющих на выбор метода ремонта участка нефтепродуктопровода

№ класса, Определение класса, подкласса Признак деления

подкласса на подклассы

1 2 3

1 Факторы конструктивного решения ремон- Ремонтопригодность

тируемого участка

1 1 Подлежит восстановлению

1 2 Не подлежит восстановлению

2 Факторы характера использования по назна- Ограничение про-

чению участка нефтепродуктопровода должительности

2 1 До предельного состояния эксплуатации

1 7 До выполнения заданных функций

3 Факторы временного режима использования Регулярность ис-

по назначению нефтепродуктопровода пользования по на-

3 1 Циклический регулярный значению

3.2 Циклический нерегулярный

4 Факторы временного режима нагружения Вид нагружения

нефтепродуктопровода внутренним давлени- трубопровода внут-

ем ренним давлением

4.1 Статическое нагружение

4.2 Повторно-статическое нагружение (малоцикло-

вое)

5 Факторы временного обеспечения работо- Продолжительность

способности ремонтируемого участка обеспечения работо-

5 1 Длительное обеспечение работоспособности способности ремон-

участка до предельного состояния тируемого участка

52 Временное длительное обеспечение работоспо-

собности участка до его капитального ремонта с

заменой труб

53 Кратковременное обеспечение работоспособно-

сти участка - не более 10 лет при сохранении

или снижении загрузки нефтепродуктопровода

Особое обеспечение работоспособности участ-

54 ка (на время подготовительного периода перед

ремонтом участка с заменой «катушки», трубы

или плети)

6 Факторы загрузки нефтепродуктопровода** Величина загрузки

6 1 Сохранение загрузки после ремонта нефтепродуктопро-

62 Снижение загрузки после ремонта вода

63 Повышение загрузки после ремонта

7 Факторы износа (поврежденности) металла Характер износа ме-

нефтепродуктопровода*** талла

7 1 Старение металла

72 Коррозия металла

73 Усталость металла

74 Перенапряжение металла

Окончание таблицы 2

1 2 3

8 Факторы устойчивости дефектов*4** Тип устойчивости

8.1 Статически устойчивый

8.2 Статически неустойчивый

8.3 Динамически устойчивый

8.4 Динамически неустойчивый

9 Факторы значимости дефектов***** Значимость дефекта

9.1 Критический дефект

9.2 Значительный дефект

9.3 Малозначительный дефект

94 Допустимый дефект

10 Факторы конструктивного решения по ре- Ограничения по раз-

монтным конструкциям (заплатам, муф- мерам ремонтных кон-

там, бандажам и др.) струкций

10.1 Ремонтная конструкция приспособлена к ре-

монту дефектного участка

10.2 Ремонтная конструкция не приспособлена к

ремонту дефектного участка

Примечания

* - доминирующие факторы при оценке долговечности отремонтированного

участка;

** - доминирующие факторы при оценке допустимого рабочего давления;

*** - доминирующие факторы при оценке остаточного ресурса участка нефтспро-

дуктопровода;

**** - доминирующие факторы при оценке значимости дефектов;

***** - доминирующие факторы при оценке степени опасности дефектов.

Важным малоизученным этапом обоснования выбора методов ремонта является установление корреляционных связей между факторами временного обеспечения работоспособности ремонтируемого участка, загрузки неф-тепродуктопровода, поврежденности труб, значимости и устойчивости дефекта, а также конструктивного решения по ремонтным конструкциям Это вызывает необходимость проведения факторного анализа, установления возможных сочетаний факторов, а также разработки новых критериев оценки степени опасности дефектов с течением времени.

В работе представлены результаты эвристического факторного анализа по определению зависимости метода ремонта от основных влияющих факторов.

Установлены критерии значимости дефектов. В разработанной классификации дефектов по значимости рассматриваются критические, значительные, малозначительные и допустимые дефекты.

Допустимые по стандартам и техническим условиям на трубы дефекты являются неопасными и обладают статической и динамической устойчивостью.

Критические, значительные и малозначительные дефекты считаются опасными При этом малозначительные дефекты имеют статическую и динамическую устойчивость, значительные - при наличии статической устойчивости не обладают динамической устойчивостью, у критических дефектов отсутствуют оба вида устойчивости.

В данной главе отражены критерии оценки статической и динамической устойчивости дефектного участка.

Дефектный участок, классифицируемый как потеря металла, считается статически устойчивым, если фактическое рабочее давление на данном участке не более допустимого и назначенный ресурс меньше расчетного остаточного ресурса, определенных по данным технического диагностирования.

Если фактическое рабочее давление не менее допустимого расчетного, а назначенный ресурс больше расчетного остаточного ресурса, то данный участок считается статически неустойчивым

По критерию динамической устойчивости предложено оценивать опасность классических дефектов, классифицируемых как локальные концентраторы напряжений в основном металле и сварных соединениях труб.

Дефектный участок является динамически устойчивым, если показатель повреждаемости менее единицы, фактическое рабочее давление меньше допустимого (расчетного) давления и назначенный ресурс не более расчетного остаточного ресурса.

Дефектный участок является динамически неустойчивым, если показатель повреждаемости менее единицы, фактическое рабочее давление больше допустимого (расчетного) давления и назначенный ресурс больше расчетного остаточного ресурса.

В зависимости от соотношений между показателями повреждаемости и концентрации напряжений на дефектом участке, установленными на 1, ,]-ые годы эксплуатации нефтепродуктопровода (где \ > Д и их предельно допустимыми значениями, установленными на 1, .¡-ые годы эксплуатации нефте-

продуктопровода с учетом фактического срока службы, проводится классификация дефектов по степени значимости.

В работе представлены критерии по оценке устойчивости трещин в металле труб.

Так, если трещина с фактическими геометрическими параметрами (длиной и глубиной) менее соответствующих расчетных параметров и фактический остаточный ресурс до критического значения больше назначенного, то она считается динамически устойчивой. В противном случае трещина динамически неустойчива.

В работе приведены также критерии оценки значимости трещин.

Рассмотрен методический подход к решению основной задачи обоснования возможных вариантов реализации методов ремонта, основу которого составляет определение сочетаний влияющих факторов по предложенной классификации. Показано, что при обосновании возможных вариантов реализации методов ремонта необходимо учитывать обязательное сочетание факторов, приведенное в таблице 3.

Таблица 3 - Обязательное сочетание факторов при выборе методов ремонта

Метод ремонта, условное обозначение Факторы

1 2

Замена плети (участка), П 9,1; 8,2; 8,4; 5,1; 10,1

Замена отдельной трубы, Т

Замена катушки, К

В варка заплаты заподлицо с поверхностью трубы, ЗА

Вварка стальной пробки конической формы - «чопика», Ч 9,1, 8,2; 8,4, 5,2; 10,1

Аварийный ремонт заплатой, 3 и «чопиком», ЧА+3 9,1; 8,2; 8,4; 5,3; 10,1

Приварка галтельной муфты с прокладкой, ГА

Приварка «бутылочной» муфты, БА

Приварка заплаты - прокладкой, НА 9,1; 8,2; 8,4; 5,4; 10,1

Бандажирование аварийным хомутом с прокладкой, ХА

Вварка стальной пробки - «чопика», ЧА

Наплавка металла, заварка коррозионных язв, Н 9,2; 8,1; 8,4; 5,1;10,1

Приварка заплаты, 3 9,2; 8,1; 8,4; 5,2 НАЦИОНАЛЬНАЯ^ ИБЛИОТЕКА I >» *в акт ;

Приварка односекционной короткой муфты, М1

Бандажирование стеклопластиковой оболочкой, Б1

Бандажирование неметаллической ленточной оболочкой (композитно-спиральной муфтой), Б2

Бандажирование металлической оболочкой (неприварной муфтой) с наполнителем между трубой и оболочкой по композитно-муфтовой технологии, Б4 -----

Приварка галтельной муфты, Г '*ос- в <

>и> £

Окончание таблицы 3

1 2

Приварка удлиненной односекционной муфт, М2 9,2; 8,1; 8,4; 5,3; 10,1

Приварка многосекционной муфт, МЗ

Приварка короткой и гаптельной муфты, М1Г

Приварка удлиненной и галтельной муфты, М2Г

Шлифовка (зачистка) внешней поверхности трубы, Ш 9,3; 8,1; 8,3; 5,1

Бандажирование металлической оболочкой (неприварной муфтой) без наполнителя между трубой и оболочкой, БЗ 9,3; 8,1; 8,3; 5,3; 10,1

На основании факторного анализа и определения допустимых сочетаний факторов с учетом приспособленности рассмотренных ремонтных конструкций рекомендованы возможные варианты оперативного выбора методов ремонта дефектных участков нефтепроводов.

В разработанной методике предложены порядок и последовательность выполнения работ по обеспечению возможных вариантов реализации методов ремонта с учетом допустимых сочетаний влияющих факторов, ограничений на геометрические размеры ремонтных конструкций и технических требований на их применение

Разработанная методика включает следующие разделы, классификация дефектов; оценка степени опасности дефектов с течением времени; классификация видов и способов ремонта участков нефгепродуктопровода, классификация методов ремонта; обоснование возможных вариантов реализации методов ремонта; технические требования к методам ремонта.

Методика определения степени опасности дефектов и выбора методов ремонта дефектных участков нефтепродуктопроводов согласована с Госгор-технадзором России и включена в состав руководящего документа РД 153-39 4Р-135-2002, утвержденного ОАО «АК «Транснефтепродукт».

В работе рассмотрены возможности и особенности ремонта нефтепро-дуктопроводов с газопрессовыми сварными соединениями труб, сооруженных в начале пятидесятых годов прошлого столетия. Экспериментально и теоретически обоснованы допустимые изгибные напряжения при ремонте нефтепродуктопроводов с подъемом. Даны конструктивные решения и технологические карты ремонта дефектных участков нефтепродуктопроводов, в том числе газопрессовых сварных соединений.

Глава 6 содержит результаты решения задачи синтеза технологического режима с требуемой надежностью и продления срока службы нефтепродуктопро водов.

При выборе технологических режимов работы магистральных нефтепродукте проводов при снижении несущей способности их линейной части необходимо:

- выполнить расчеты предельно допустимых рабочих давлений на локальных участках (точках профиля) нефтепродуктопровода с учетом степени опасности дефектов труб на текущий момент времени и назначенный ресурс;

- построить на сжатом профиле трассы эпюры предельно допустимых рабочих давлений, соответствующие напорам в метрах столба перекачиваемой жидкости;

- построить линии гидравлического уклона;

- определить максимально допустимое рабочее давление на выходе перекачивающей станции с учетом ограничений на технологические, конструктивные и финансовые ресурсы;

- определить поправочный коэффициент на проектную производительность магистрального нефтепродуктопровода для расчета технологического режима в синтезе с требуемой надежностью и сроком службы линейной части.

Разработаны методические основы решения указанных задач.

Максимально допустимое рабочее давление на выходе перекачивающей станции предложено определять графоаналитическим методом путем построения на профиле нефтепродуктопровода эпюры предельно допустимых рабочих давлений; линии гидравлического уклона от самой последней на магистральном нефтепродуктопроводе по ходу продукта перекачивающей станции, принимающей продукт в резервуары (РП ПС), до любой предыдущей (промежуточной или головной) станции, для которой определяется максимально допустимое рабочее давление; определения максимально допустимого рабочего давления по характеристике напора, установленного из разницы значений высотной отметки точки, найденной в результате пересечения

линии гидравлического уклона с вертикальной шкалой высотных отметок ПС, и высотной отметки трубопровода на той же ПС.

Дано решение обратной задачи проектирования нефтепродуктопровода с переменной несущей способностью труб в рамках позиционной стратегии эксплуатации и ремонта по состоянию инвариантно к виду и времени действия дестабилизирующих факторов с учетом ограничений на технологические, конструктивные и финансовые ресурсы.

Построение эпюры предельно допустимых рабочих давлений осуществляется на основании прочностных расчетов, выполняемых при проектировании нефтепродуктопроводов, но с учетом поправочных коэффициентов, предложенных нами. На сокращенном профиле нефтепродуктопровода по полученным расчетным данным строится эпюра предельно допустимых рабочих давлений по участкам в соответствии с раскладкой труб, категорийно-стью и высотными отметками трубопровода. Предложен порядок ранжирования трассы нефтепродуктопровода, пригодный для решения поставленной задачи.

Проведена классификация основных типов задач определения допустимого рабочего давления в точке профиля.

На основании результатов проведенных исследований разработана методика определения максимально допустимого рабочего давления на выходе перекачивающей станции эксплуатируемого нефтепродуктопровода (руководящий документ РД 153-39.4Р-134-2002), в которой установлены порядок и последовательность определения допустимого рабочего давления в точках профиля нефтепродуктопровода с учетом динамики изменения комплекса физико-механических свойств трубных сталей; поврежденности и циклической долговечности труб; локальных дефектов нефтепродуктопровода, выявленных в результате внутритрубной и (или) наружной диагностики; повреждений из-за недопустимого изгиба, выявленных в результате контроля НДС, повреждений из-за точечно-язвенной коррозии внутренней полости нефтепродуктопровода, выявленных в результате неразрушающего контроля толщины стенки и герметичности труб; расхода ресурса ранее отремонтированных с помощью ремонтных конструкций участков нефтепродуктопровода,

выявленных в результате обследований, контроля, внутригрубной и (или) наружной диагностики.

Регулирование рабочего давления на выходе перекачивающей станции изменяет производительность нефтепродуктопровода. Для оценки разрешенной производительности предложена формула расчета поправочного коэффициента на проектную производительность магистрального нефтепродуктопровода с учетом снижения несущей способности линейной части

РД 153-39.4Р-134-2002 согласован с Госгортехнадзором России и внедрен в системе ОАО «АК «Транснефтепродукт».

Обобщение экспериментальных и расчетных данных позволяет сделать вывод, что решение задачи обеспечения надежности длительно эксплуатируемых нефтепродуктопроводов сводится к следующему:

- реализовать позиционную стратегию управления эксплуатацией и ремонтом по состоянию, где система мониторинга включена в контур регулирования параметров эксплуатируемой системы и работает в реальном масштабе времени;

- отдалить с помощью технического обслуживания и ремонта (ТОР) наступление постепенных (износовых) отказов;

- облегчить условия эксплуатации и технологические режимы работы;

- увеличить продолжительность периода нормативной эксплуатации участков нефтепродуктопроводов, сосредоточив все внимание на доведении до минимума количества внезапных (случайных) отказов.

В этой связи нами разработана структурная схема формирования регламента функционирования длительно эксплуатируемых нефтепрдуктопро-водов, в которой использованы как результаты исследований, приведенных в данной главе, так и во всей диссертационной работе в целом.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

ний на технологические, конструктивные и финансовые ресурсы, позволяющая поддерживать надежность и продлевать срок их службы Разработанная система обеспечения надежности базируется на нормативно-методических материалах и технических решениях, согласованных Госгортехнадзором России и утвержденных ОАО «АК «Транснефтепродукт».

2. По результатам испытаний на прочность и долговечность гладких образцов трубных сталей действующих нефтепродуктопроводов установлено, что накопленная усталостная ловрежденностъ их из-за объемных и поверхностных процессов формирует область состояний, не приводящих к выходу за границу работоспособности, что позволяет по состоянию металла продлить срок службы труб практически неограниченно.

Показано, что основной причиной снижения ресурса и преждевременных усталостных разрушений труб является интенсификация процесса накопления усталостной поврежденности в дефектных зонах конструктивной концентрации напряжения из-за заметного стеснения развития деформации окружающим концентратор объемом металла.

Доказано, что дефектные трубы с теоретическим коэффициентом концентрации напряжений не более двух по Нейберу обеспечивают безотказность и предельный малоцикловой ресурс нефтепродукгопроводов до 1,4-104 циклов нагружения нормативным внутренним давлением, что позволяет продлить срок их службы до 80 лет при частоте нагружения не более 180 циклов в год.

Определены граничные условия регулирования рабочего давления на участках нефтепродукгопроводов с концентраторами напряжений более двух по Нейберу, позволяющие решить практические задачи синтеза требуемой надежности и продления срока службы нефтепродукгопроводов.

Полученные результаты положены в основу разработанной методики расчета предельно допустимого рабочего давления на участках (точках профиля) нефтепродукгопроводов в процессе длительной эксплуатации, которая

может быть использована при разработке требований к трубным сталям и трубам, прогнозировании надежности нефтепродуктопроводов на стадиях проектирования и эксплуатации.

3. Созданы теоретические основы оптимизации параметров труб, обеспечивающих заданные показатели надежности нефтепродуктопроводов, которые позволили разработать методику расчета эксплуатационных допусков на параметры труб по критерию надежности.

Методика может быть использована при разработке технических требований к показателям качества труб с позиций потребителей труб для магистральных трубопроводов.

Доказано, что допустимый уровень концентрации напряжений в сварных соединениях труб достигается при плавном переходе от шва к основному металлу и радиусе закругления в зоне сопряжения усиления шва с основным металлом не менее 0,35-10'3 м, что обеспечивает требуемый предельный малоцикловой ресурс труб до разрушения. Показано, что наряду с другими стандартизованными геометрическими параметрами сварных соединений необходимо внести в стандарт на трубы для магистральных трубопроводов требования к радиусу закругления в зоне сопряжения шва с основным металлом.

4. Разработаны косвенные методы контроля напряженно-деформированного состояния по магнитным диагностическим признакам и оценки работоспособности участков нефтепродуктопроводов по мажоритарному алгоритму и картам контроля наблюдаемых отклонений

Разработанные методы позволяют количественно оценить степень опасности напряженно-деформированных участков нефтепродуктопроводов и создать практическое руководство по магнитной диагностике

Экспериментально доказано, что такие магнитные характеристики как магнитная проницаемость и уровень магнитных шумов, обусловленных скачками Баркгаузена, обладают наибольшей чувствительностью к изменению напряжений в углеродистой и низколегированной трубных сталях трубопроводных конструкций Установленная корреляционная зависимость магнитных характеристик от механических напряжений позволяет оценить работоспособное состояние участков нефтепродуктопроводов при упругих деформациях и определить начало пластического течения металла труб по резкому спаду магнитных шумов и анизотропии за пределом упругости. Раз-

работанная методика определения напряженного состояния участков нефте-продуктопроводов по мажоритарному алгоритму с использованием контрольных карт позволяет оценивать их работоспособное состояние

5 Создана научная основа выбора методов ремонта дефектных участков нефтепродуктопроводов на базе разработанных классификатора влияющих факторов и новых критериев оценки степени опасности дефектов с течением времени, позволяющая адаптировать позиционную стратегию управления эксплуатацией и ремонтом по состоянию, способствующая практической реализации задач определения ремонтопригодности.

Предложены конструктивные решения и способы ремонта участков нефтепродуктопроводов с газопрессовыми сварными соединениями со сроком службы более пятидесяти лет Получены аналитические зависимости напряженно-деформированного состояния участков нефтепродуктопровода с газопрессовыми сварными соединениями от параметров технологических схем их ремонта, позволяющие определять предельно допустимые изгибные напряжения, выбирать оптимальные решения по обеспечению целостности ремонтируемых участков.

6. Предложен метод поддержания достигнутого уровня надежности магистральных нефтепродуктопроводов за счет регулирования рабочего давления на выходе перекачивающих станций и ремонта участков линейной части инвариантно к виду и времени действия дестабилизирующих факторов в рамках позиционной стратегии управления эксплуатацией по принципу обратной связи. Разработана методика определения максимально допустимого рабочего давления на выходе перекачивающих станций (после регулирующего устройства) в зависимости от технического состояния линейной части, позволяющая перейти к комплексному решению вопросов надежности, продления сроков службы и производительности магистральных нефтепродуктопроводов с учетом ограничений на технологические, конструктивные и финансовые ресурсы.

7 Разработанная система и нормативно-методическая база обеспечения надежности длительно эксплуатируемых нефтепродуктопроводов, апробированные на предприятиях ОАО «АК «Транснефтепродукт», рекомендуются для внедрения в системах трубопроводного транспорта нефтепродуктов, нефти и газа с учетом специфики их функционирования и перехода на позднюю стадию эксплуатации.

Основные результаты работы опубликованы в научных трудах, в том числе:

1. Маслов Л.С., Султанов М.Х. Расчет на прочность магистральных нефтепроводов вероятностными методами теории надежности // Нефтяное хозяйство. - 1980. - № 10. - С. 47 - 48.

2. Гутман Э.М., Султанов М.Х., Худяков М.А., Маслов Л.С. Вероятностный подход к определению допустимого уровня концентрации напряжений в металле труб магистральных нефтепроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1981. - № 2. - С. 11 -13.

3. Маслов Л.С., Султанов М.Х. Исследование времени роста усталостных трещин на трубах магистральных нефтепроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1981. - № 5. - С. 7 -10.

4. Гутман Э.М., Султанов М.Х., Маслов Л.С. Обоснование расчета на прочность магистральных нефтепроводов с учетом свойства надежности -долговечности // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1981. -№6.-С. 2 -4.

5. Гутман Э.М., Султанов М.Х. Регламентация требований к форме сварных швов труб для заданного уровня надежности магистральных нефтепроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1981. - № 9. -С. 19-21.

6. Маслов Л.С., Султанов М.Х. Разработка и регламентация требований к надежности линейной части магистральных нефтепроводов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1981.-38 с.

7. Маслов Л.С., Султанов М.Х. Количественные методы оптимизации требований стандартов на трубы из условий эксплуатации магистральных нефтепроводов // Техническая эксплуатация и ремонт магистральных нефтепроводов: Сб. научн. тр./ ВНИИСПТнефть. - 1981 - С. 106 -110.

8 Султанов М.Х. К вопросу оценки влияния качества труб на надежность линейной части магистрального нефтепровода // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. -1982. - №10. - С. 6 - 8

9. Султанов М.Х. Использование метода многофакгорного корреляционно-регрессионного анализа при обосновании параметров труб по критерию надежности // Надежность нефтепроводов и нефтеперекачивающих станций: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. - 1982. - С. 10 - 14.

10. Гутман Э M., Султанов М.Х., Маслов Л.С Оценка коэффициента безопасности по материалу труб нефтепроводов методом физики отказов // Нефтяное хозяйство. - 1982. - № 8 - С. 44 - 45.

11. Маслов Л.С., Росляков A.B., Султанов М.Х. К вопросу выбора номенклатуры показателей надежности при проектировании объектов магистрального нефтепровода // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. -

1983.-№10 -С 1-2.

12. Гумеров А Г., Хайруллин Ф.Г., Ямалеев K.M., Султанов М.Х. Влияние дефектов на малоцикловую усталость металла труб нефтепроводов // Обзорная информация. - М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - вып. 12. - 60 с '

13. Гутман Э.М., Маслов Л.С., Султанов М.Х Оптимизация качественных характеристик труб линейной части магистральных нефтепроводов с учетом нормирования надежности // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики - Иркутск: СО АН СССР, 1984. -вып. 25. - С. 122 - 127.

14. Гумеров А.Г., Хайруллин Ф.Г, Султанов М.Х. Заварка коррозионных язв металла труб магистральных нефтепроводов под давлением // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. - M ВНИИОЭНГ, 1985. - № 5 -С. 37 -38.

15. Гутман Э.М., Маслов Л.С., Султанов М.Х. Оценка долговечности магистральных нефтепроводов // Нефтяное хозяйство. - 1986. - № 1. -С. 57 -59.

16. Маслов Л.С , Белозерова З.Л., Султанов М.Х. и др. Руководство по техническому расследованию отказов, повреждений технологических объек- ^ тов магистральных нефтепроводов: РД 39-30-1058-84/ ВНИИСПТнефть. -

Уфа, 1984.-51 с.

17 Маслов Л С., Султанов М.Х., Бурцев Ю.Д., Трофимов В.И. Нефте- •

провод магистральный. Надежность. Количественные методы оптимизации параметров. Основные положения: ОСТ 39-170-84. - М.: Миннефтепром,

1984. - 12 с.

18. Маслов Л.С., Султанов М.Х., Менкеева Р.Х. Методика оптимизации параметров комплектующих изделий магистральных нефтепроводов по критерию надежности в эксплуатации- РД 39-30-1167-84 / ВНИИСПТнефть. -Уфа, 1985.-23 с

19 Гумеров А.Г., Хайруллин Ф Г., Султанов М X. и др. Инструкция по отбраковке труб при капитальном ремонте нефтепроводов: РД 39-0147103334-86 / ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1986. - 11 с.

20 Гумеров А.Г., Хайруллин Ф.Г., Султанов М.Х. и др. Инструкция по приварке заплат и муфт на стенки труб нефтепроводов под давлением перекачиваемой нефти до 2,0 МПа: РД 39-0147103-330-86 / ВНИИСПТнефть. -Уфа, 1986. - 51 с.

21. Султанов М.Х. Расчет вероятности сквозного про плавления стенки действующего нефтепровода в процессе сварки // Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1988. - С. 203 - 207.

22. Гумеров А.Г., Султанов М.Х. Типовое положение по техническому диагностированию линейной части магистральных нефтепродуктопроводов. -Уфа, 1997.-31 с.

23. Гумеров А.Г., Султанов М.Х. Инструкция по приварке усилительных элементов на кольцевые сварные швы труб при капитальном ремонте магистральных нефтепродуктопроводов. - Уфа, 1997. - 24 с.

24. Ахмадуллин K.P., Султанов М.Х. Комплексный подход к организации и проведению системы технического диагностирования магистральных нефтепродуктопроводов // Материалы Конгресса нефтегазопромышленников России. 21-24 апреля 1998 г. - Уфа: Транстэк, 1998. - С. 34 - 37.

25. Султанов М.Х., Бусыгин Г.Н. Оценка работоспособности участков нефтепродуктопроводов с дефектами труб // Материалы Конгресса нефтегазопромышленников России. 21-24 апреля 1998 г. - Уфа: Hill РБ, 1998. -С. 130- 136.

26. Гумеров А.Г., Султанов М.Х. Инструкция по приварке одно- и многосекционных обжимных муфт при ремонте нефтепродуктопроводов. - Уфа, 1998.-31 с.

27. Гумеров А.Г., Султанов М.Х. Вычислительная диагностика магистральных нефтепродуктопроводов // Материалы научн.-техн. совещания-семинара. - Обнинск: ГЦИПК, 1999. - С 44-55.

28. Гумеров А.Г., ГараеваВ.А., Векштейн М.Г., Султанов MX. и др. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов. РД 153-39.4-041-99. - М.: РГУ нефта и газа им. И.М. Губкина, 1999. - 163 с.

29 Векштейн М.Г., Султанов М.Х, Гараева В.А., Бадритдинова Г Р. Вопросы совершенствования нормативной базы системы технического об-

служивания и ремонта магистральных нефтепродуктопроводов // Новые высокие технологии для газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи Матер IX ежегодн Междунар. конгресса 8-12 июня 1999 г - Уфа, 1999. -С. 30-31.

30 Султанов М.Х., Ирмякова Н Р Установление функциональной зависимости магнитной проницаемости трубных сталей от механических напряжений//Матер Республ научн. конф по физике и математике. 14-15 мая 1999 г - Уфа: БГУ, 1999. - 134 с.

31 Султанов М X., Векштейн М Г , Ирмякова Н.Р. Электромагнитная диагностика напряженно-деформированного состояния стальных трубопроводов // Новые высокие технологии для газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи. Матер. IX ежегодн. междунар. конгресса. 8-12 июня

1999 г. - Уфа, 1999. - С. 17 - 20.

32. Бусыгин Г.Н., Султанов М.Х., Ирмякова Н.Р. Пятьдесят лет эксплуатации трубопроводов с газопрессовыми сварными стыками и адаптация их к ремонту // Материалы 11 Конгресса нефтегазопромышленников России. 25-28 апреля 2000 г. - Уфа: ТПП РБ, 2000. - С. 89 - 96.

33. Станев В.С., Воробьев В.А., Гумеров А.Г., Векштейн М.Г., Гарае-ва В.А., Султанов М.Х. Методические аспекты определения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов // Материалы II Конгресса нефтегазопромышленников России. 25-28 апреля 2000 г. - Уфа: ТПП РБ, 2000.-С. 106-107.

34 Султанов МХ., Ирмякова Н.Р. Магнитометрия напряженно-деформированного состояния трубопроводов // Материалы II Конгресса нефтегазопромышленников России. 25-28 апреля 2000 г. - Уфа: ТПП РБ, 2000. -С. 112-114.

35. Гумеров А.Г., Векштейн М.Г., Гараева В.А., Султанов М.Х., Бад-ритдинова ГР Особенности капитального ремонта магистральных нефтепродуктопроводов, проложенных по территории городов и населенных пунктов // Транспорт и хранение нефтепродуктов. - 2000. - № 11. - С. 11 - 13.

36. Гумеров А.Г., Векштейн М.Г., Гараева В.А, Султанов М.Х, Бад-ритдинова Г Р. О типовом плане ликвидации возможных аварий на магистральных нефтепродуктопроводах // Транспорт и хранение нефтепродуктов. -

2000 -№ 11.-С. 14-16.

37 Султанов М.Х., Гараева В.А., Бадритдинова Г.Р. Основные положения «Правил капитального ремонта магистральных нефтепродуктопроводов на переходах через водные преграды, железные и автомобильные дороги I-IV категорий» // Транспорт и хранение нефтепродуктов - 2000. - № 12. - С 4-7.

38. Максимочкин В.И., Султанов М.Х., Тангаев И.Г., Ирмякова Н.Р. Определение напряжений в стальных трубах методом шумов Баркгаузена // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. Сб. научн. тр. / ИПТЭР. - Уфа. Транстэк, 2000. - вып. 59. - С. 63 - 68.

39. Султанов М.Х., Ирмякова Н.Р. Экспериментальные исследования магнитоупругим методом напряженного состояния трубопровода в сложных условиях // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. - Уфа: Транстэк, 2000. - вып. 59. - С. 67 - 75.

40. Гумеров А.Г., Векштейн М.Г., Гараева В.А., Султанов М.Х. Методические указания по оценке и анализу надежности нефтепроводов системы трубопроводного транспорта нефти в Российской Федерации. - Уфа, 2000 - 71 с

41. Султанов М.Х., Ирмякова Н.Р. Интегрированная система в техническом диагностировании напряженно-деформированного состояния трубопроводов // Тез. стенд докл. Ш Конгресса нефтегазопромышленников России. 22-25 мая 2001 г. - Уфа: ТрансТЭК, 2001. - С. 91 - 92.

42. Емалетдинов А.К., Ирмякова Н.Р., Султанов М X. Оценка длительной прочности труб при случайных изменениях нагружения // Материалы III Конгресса нефтегазопромышленников России. 22-25 мая 2001 г - Уфа Гос изд-во научн.-техн. литературы «Реактив», 2001. - С. 329 - 330.

43. Емалетдинов А.К., Ирмякова Н.Р., Султанов MX. Анализ возможности применения магнитоупругого метода для оценки напряженно-деформированного состояния // Материалы ИГ Конгресса нефтегазопромышленников России. 22-25 мая 2001 г. - Уфа: Гос. изд-во научн.-техн. литературы «Реактив», 2001. - С. 341 - 342.

44 Гумеров А Г., Султанов М.Х., Гараева В.А., Бадритдинова Г.Р., Сафонова JI Б. Доклад о надежности магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов в системе трубопроводного транспорта России. - Уфа. ТрансТЭК, 2001 -96 с.

45 Воробьев В.А, Гумеров А.Г., Султанов М.Х, Гараева В.А Надежность существующей системы трубопроводного транспорта нефти и пути ее

повышения // Материалы III Конгресса нефтегазопромышленников России 22-25 мая 2001 г. - Уфа: ТПП РБ, 2001. - С. 77-78.

46 Султанов М.Х. Основные положения методики расчета допустимого рабочего давления при эксплуатации магистральных нефгепродуктопро-водов // Транспорт и хранение нефтепродуктов. - 2001. - № 12. - С. 8-12.

47 Бадритдинова Г Р, Султанов М.Х., Гараева В А. О регламентации выполнения ремонтных работ на линейной части магистральных нефтепродукго-проводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов. - 2002. - № 4 - С. 8 -12.

48 Султанов М.Х, Худяков М А. Коррозия внутренней поверхности труб нефтепродуктопроводов // Перспективы развития трубопроводного транспорта России Тез докл. конф. 22 мая 2002 г. - Уфа: ТрансТЭК, 2002. - С 28.

49 Гумеров А Г., Султанов М.Х., Черникин В А Методика определения несущей способности действующих трубопроводов и создание регламентов их функционирования РД 153-39 4Р-135-2002. - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2003.-96 с.

50. Гумеров А.Г., Султанов М.Х., Черникин В.А., Абрамов И.П. Методика расчета максимально допустимого рабочего давления при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов с учетом старения стальных труб, циклической долговечности и данных технической диагностики: РД 153-39.4Р-134-2002. - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2003. - 34 с.

51 Султанов М.Х., Черникин В.А Оценка и прогнозирование допустимого рабочего давления при эксплуатации действующих магистральных нефтепродуктопроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов. - 2003. - № 5. -С 25-26.

52 Султанов М.Х. Долговечность магистральных нефтепродуктопроводов. - М.. Недра, 2005. - 341 с.

53 А с 1453307 СССР, МПК G 01 N 27/82. Магнитотелевизионный дефектоскоп / A.A. Абакумов, K.M. Фаттахов, М.Х. Султанов и др. (СССР). -4128127; Заявлено 25.07.86; Опубл. 23.01.89, Бюл. 3. - С. 183.

54. A.c. 1462173 СССР, МПК G 01 N 27/82 Магнитотелевизионное устройство доя контроля трубопроводов / A.A. Абакумов, K.M. Фаттахов, ФГ. Хайруллин, М.Х. Султанов (СССР) - 4195112/25-28; Заявлено 13.02.87; Опубл. 28 02.89, Бюл 8. - С. 4.

55 Пат 33421 Россия, МПК F 16 L 1/028 Подъемник трубопровода / Р А Нафиков, В Я Бессарабов, М.Х. Султанов и др (Россия). - 2003120634; Заявлено 07.07.03; Опубл. 20.10.03, Бюл. 29. - С. 2

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 14.10.2005 г. Бумага писчая. Заказ № 778. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУЛ «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

'"и

PH Б Русский фонд

2006-4 17465

Содержание диссертации, доктора технических наук, Султанов, Марат Хатмуллинович

Введение.

1 Проблема обеспечения надежности магистральных нефтепродуктопроводов при снижении несущей способности линейной части.

1.1 Комплекс задач, решаемых в рамках проблемы надежности эксплуатируемых нефтепродуктопроводов.

1.2 Методы расчета на прочность нефтепродуктопроводов.

Ф 1.3 Методы оценки надежности нефтепродуктопроводов.

1.4 Анализ фактической надежности нефтепродуктопроводов

1.5 Анализ методов диагностики нефтепродуктопроводов.

1.6 Анализ методов ремонта нефтепродуктопроводов.

1.7 Выводы.

2 Исследование модели «нагрузка - несущая способность» и разработка метода поверочного расчета нефтепродукф топроводов по первому предельному состоянию.

2.1 Запас прочности и оценка толщины стенки труб по критерию надежности.

2.2 Оценка степени влияния параметров несущей способности труб на показатель надежности.

2.3 Определение допустимого уровня концентрации напряжений в металле труб. 2.4 Обоснование значения коэффициента запаса по деформации ^ металла труб.

2.5 Построение модели расчета параметра потока отказов от характеристики дефектности труб.

2.6 Разработка метода поверочного расчета нефтепродуктопроводов по первому предельному состоянию.

2.6.1 Экспериментальные исследования образцов трубных сталей и труб на статическую и малоцикловую прочность.

2.6.2 Теоретическая оценка относительного показателя повреж

0 даемости металла труб в концентраторе напряжений.

2.6.3 Метод поверочного расчета нефтепродуктопроводов

А по первому предельному состоянию.

2.7 Выводы.

3. Исследование модели «параметр - поле допуска» ^ для определения эксплуатационных допусков на параметры труб по критерию надежности.

3.1 Оптимизация параметров труб по критерию надежности.

3.2 Установление зависимости показателя безотказности от параметров труб. ф 3.3 Разработка методики расчета эксплуатационных допусков на параметры труб.

3.4 Оценка параметров сварных соединений труб по критерию надежности.

3.4.1 Многофакторный корреляционно- регрессионный анализ параметров сварных соединений труб.

3.4.2 Оптимизация параметров сварных соединений труб ф по критерию надежности.

3.4.3 Сравнительная оценка моделей расчета концентраторов напряжений с экспериментальными данными.

3.5 Выводы.

4 Определение работоспособного состояния участков стальных трубопроводов по магнитным диагностическим признакам.

4.1 Анализ влияния напряженно-деформированного состояния на магнитные характеристики трубных сталей.

4.2 Экспериментальные исследования влияния напряженно-деформированного состояния труб на магнитные характеристики трубных сталей.

4.2.1 Установление зависимости магнитной проницаемости от механических напряжений при упругих и пластических деформациях трубных сталей

4.2.2 Установление зависимости уровня магнитных шумов w от механических напряжении при упругих и пластических деформациях трубных сталей.

4.2.3 Исследования влияния малоциклового нагружения труб на магнитные характеристики и структуру трубных сталей

4.2.4 Оценка влияния малоциклового нагружения труб на корреляционную связь магнитной проницаемости и механических напряжений при деформациях трубных сталей.

4.3 Разработка метода и методики оценки работоспособного состояния участков трубопроводов по мажоритарному алгоритму и контрольным картам.

4.4 Сравнительная оценка данных напряженно-деформированного состояния труб методами магнитной анизотропии и тензометрии.

4.5 Определение работоспособного состояния участков стальных трубопроводов по магнитным диагностическим признакам.

4.6 Совершенствование структуры и разработка типовой программы технического диагностирования нефтепродуктопроводов.

4.7 Выводы.

5 Разработка критериев оценки степени опасности дефектных участков нефтепродуктопроводов и обоснование выбора методов их ремонта.

5.1 Классификация факторов, влияющих на выбор метода ремонта дефектного участка нефтепродуктопровода.

5.2 Разработка метода оценки ресурса дефектных участков.

5.3 Оценка степени опасности дефектов с учетом их значимости и устойчивости.

5.4 Разработка методики выбора методов ремонта дефектных участков нефтепродуктопровода.

5.5 Особенности ремонта участков нефтепродуктопровода с газопрессовыми сварными соединениями.

5.5.1 Экспериментальные исследования прочности и долговечности труб с газопрессовыми сварными соединениями.

5.5.2 Обоснование выбора метода ремонта нефтепродуктопровода с газопрессовыми сварными соединениями.

5.6 Выводы

6 Обеспечение надежности магистральных нефте-продуктопроводов при снижении несущей способности линейной части.

6.1 Разработка метода решения обратной задачи проектирования однониточного нефтепродуктопровода с переменной несущей способностью.

6.2 Разработка методики определения допустимого рабочего давления на выходе перекачивающей станции.

6.3 Особенности расчета допустимого рабочего давления на участках нефтепродуктопровода.

6.3.1 Определение рабочего давления с учетом повреждаемости металла труб.

6.3.2 Определение рабочего давления с учетом дефектов-концентраторов напряжений в металле труб.

6.3.3 Определение рабочего давления с учетом трещино-образования в металле труб.

6.3.4 Определение рабочего давления с учетом точечно-язвенной коррозии металла труб.

6.3.5 Определение рабочего давления с учетом ремонтной конструкции.

6.3.6 Определение рабочего давления на напряженно-деформированном участке нефтепродуктопровода.

6.4 Оценка разрешенной производительности магистрального нефтепродуктопровода с учетом технического состояния линейной части.

6.5 Построение схемы формирования регламента функционирования нефтепродуктопровода.

6.6 Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Система обеспечения надежности магистральных нефтепродуктопроводов при снижении несущей способности линейной части"

В настоящее время действующие магистральные нефтепродук-топроводы (МНПП) протяженностью более 19 тыс. км непрерывно осуществляют поставку потребителям углеводородного топлива. Нефтепродуктопроводы являются опасными производственными объектами, из которых 39 % эксплуатируются более 30 лет, а 23 % -от 20 до 30 лет.

Основные фонды трубопроводного транспорта нефтепродуктов, как и вся транспортная система, стареют. В процессе их эксплуатации постепенно снижается несущая способность собственно трубопроводов. И здесь остро встают вопросы обеспечения надежности и безотказности нефтепродукгопроводов.

Многие проблемы, связанные с возрастным составом и высокими требованиями промышленной безопасности нефтепродуктопроводов, решаются ремонтом и обслуживанием их по техническому состоянию по результатам диагностики и приведением основной нагрузки под фактическую несущую способность труб.

Приоритетным направлением технической политики в области магистрального трубопроводного транспорта нефтепродуктов является комплексный подход к вопросам диагностики и ремонта нефтепродук-топроводов по техническому состоянию.

В связи с этим важное значение имеет оценка работоспособного состояния и долговечности нефтепродуктопроводов на основе оперативного контроля и мониторинга напряженно-деформированного состояния потенциально опасных участков.

Наряду с необходимостью дальнейшего развития системы технического диагностирования нефтепродуктопроводов, позволяющей оценивать напряженно-деформированное состояние и степень поврежден-ности металла труб с течением времени, требует решения ряд задач, связанных с ремонтом дефектных участков по степени их опасности и гарантии долговечности.

Обеспечение надежности и продление срока службы нефтепродуктопроводов требуют комплексного рассмотрения вопросов снижения несущей способности, установления технологических режимов работы, диагностики и ремонта дефектных участков инвариантно к виду и времени действия дестабилизирующих факторов и, в целом, совершенствования программы эксплуатации в виде позиционной стратегии управления эксплуатацией по принципу обратной связи с учетом ограничений на технологические, конструктивные и финансовые ресурсы.

Диссертационная работа выполнялась в соответствии с тематическими планами НИОКР ИПТЭР (бывший ВНИИСПТнефть) (1980-2004 гг.) и планами НИЭР ОАО «АК «Транснефтепродукт» (1993-2004 гг.), включающими темы, предусмотренные Федеральной целевой программой «Энергоэффективная экономика» (2002-2003 гг.), межгосударственной программой «Высоконадежный трубопроводный транспорт» (1999-2000 гг.), отраслевой программой «Мероприятия по повышению надежности, экологической безопасности, сокращению аварийности магистральных нефтепродуктопроводов и усилению инвестиционной активности на объектах ОАО «АК «Транснефтепродукт» (1999-2003 гг.).

В диссертации на основании обобщения отечественной и зарубежной информации о надежности магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов, результатов теоретических и экспериментальных исследований прочности и долговечности труб разработаны теоретические положения, изложены научно обоснованные технические и технологические решения по обеспечению надежности длительно эксплуатируемых магистральных нефтепродуктопроводов при снижении несущей способности линейной части.

Блок-схема решаемых в диссертации задач приведена на рисунке 1. т

Рисунок 1 - Блок-схема решаемых в диссертации задач

В первой главе рассмотрен комплекс задач, решаемых в рамках проблемы обеспечения надеясности магистральных нефтепродуктопроводов при снижении несущей способности линейной части. Проведен анализ фактической надежности нефтепродуктопроводов, обобщены литературные данные по вопросам прочности и долговечности, диагностики и ремонта нефтепродуктопроводов.

Вполне очевидно практическое значение дальнейшего совершенствования экспериментальных и расчетных методов оценки прочности и циклической долговечности труб, изучения общих закономерностей изменения сопротивления усталости под влиянием различных факторов и установления более достоверных значений предельных напряжений и деформации, отвечающих возможностям длительно эксплуатируемых нефтепродуктопроводов.

По результатам испытаний на прочность и долговечность гладких образцов трубных сталей действующих нефтепродуктопроводов установлено, что накопленная усталостная поврежденностъ их из-за объемных и поверхностных процессов формирует область состояний, не приводящих к выходу за границу работоспособности, что позволяет по состоянию металла продлить срок службы труб практически неограниченно.

Показано, что основной причиной снижения ресурса и преждевременных усталостных разрушений труб является интенсификация процесса накопления усталостной поврежденности в дефектных зонах конструктивной концентрации напряжений из-за заметного стеснения развития деформации окружающим концентратор объемом металла.

Доказано, что дефектные трубы с теоретическим коэффициентом концентрации напряжений не более двух по Нейберу обеспечивают безотказность и предельный малоцикловой ресурс нефтепродуктопроводов до 1,4-104 циклов нагружения нормативным внутренним давлением, что позволяет продлить срок их службы до 80 лет при частоте нагружения не более 180 циклов в год.

Определены граничные условия регулирования рабочего давления на участках нефтепродуктопроводов с концентраторами напряжений более двух по Нейберу, позволяющие решить практические задачи синтеза требуемой надежности и продления срока службы нефтепродуктопроводов.

Получены аналитические зависимости, описывающие закономерности снижения несущей способности и ресурса труб, на основе которых разработан метод поверочного расчета на прочность и долговечность труб, учитывающий измененные свойства металла, напряженное состояние и временные критерии разрушения, связанные с эксплуатацией нефтепродуктопроводов. Разработана методика расчета предельно допустимого рабочего давления на участках (точках профиля) нефтепродуктопроводов в процессе длительной эксплуатации, которая может быть использована при разработке требований к трубным сталям и трубам, прогнозировании надежности нефтепродуктопроводов на стадиях проектирования и эксплуатации.

Получены уточненные формулы для расчета допустимой концентрации напряжений, запаса по деформации в металле труб. Предложена формула расчета поправочного коэффициента, необходимая для поверочного расчета действующих нефтепродуктопроводов по первому предельному состоянию.

Разработана теоретическая основа оптимизации параметров труб по заданным показателям надежности.

Показано, что стандартные трубы для магистральных трубопроводов должны иметь следующие допуски на параметры продольных сварных швов: высота усиления шва - не более 3*10" м; ширина сварного

2 2 шва - в пределах 2-10" -3-10" м; смещение кромок по высоте в сварном соединении - не более 0,5-10"3 м; степень овализации сечения трубы - не более 1 %; угол перехода от шва к основному металлу — более прямого угла (плавный переход); радиус закругления в зоне сопряжения усиления шва с основным металлом - не менее 0,35-10"3 м.

Построена номограмма для определения допустимого значения радиуса закругления в зоне сопряжения усиления шва с основным металлом.

Четвертая глава посвящена разработке косвенных методов контроля и оценки работоспособного состояния участков нефтепродуктопроводов по магнитным диагностическим признакам.

Определены возможные области применения магнитных методов, произведена оценка их достоинств и недостатков и выбраны наиболее информативные методы контроля механических напряжений в металле труб, каковыми являются метод магнитной анизотропии и метод магнитных шумов, основанный на эффекте Баркгаузена. При деформации ферромагнитного материала из-за явления магнитострикции создается наведенная магнитная анизотропия. Если константа магнитострикции Я, > О, то наблюдаются рост магнитной восприимчивости в направлении растяжения и уменьшения в перпендикулярном растяжению направлении.

Показано, что магнитная анизотропия пластически деформированной трубной стали характеризуется резким спадом сразу за пределом упругости.

Экспериментальные исследования степени напряженного состояния по уровню магнитных шумов Баркгаузена показали, что в упругой области число регистрируемых импульсов от скачков Баркгаузена (СБ) растет пропорционально напряжениям растяжения, уменьшается в области, где напряжения имеют характер сжатия. Результаты эксперимента при пластическом деформировании трубы показали, что при росте пластической деформации стали число скачков Баркгаузена резко убывает. Применение комплекса магнитных параметров позволяет оценивать не только величину упругого напряжения, но и наличие пластической деформации.

Установлено, что магнитная анизотропия от напряжений растяжения трубных сталей, предварительно прошедших малоцикловое нагру-жение, имеет более крутой характер, что, по всей видимости, объясняется влиянием упрочнения трубных сталей.

Для учета влияния упрочнения трубных сталей Ст 3 и 17ГС в поверочных расчетах на прочность и долговечность труб в условиях малоциклового нагружения предложены эмпирические формулы, необходимые при оценке относительного показателя повреждаемости металла .

Предложен мажоритарный алгоритм контроля параметра НДС.

Разработана методика оценки работоспособного состояния участков нефтепродуктопроводов по мажоритарному алгоритму и контрольным картам.

Проведенный анализ действующей системы технического диагностирования нефтепродуктопроводов показал, что она развивается в основном в двух направлениях: поиск дефектов основного металла и сварных соединений труб; контроль НДС и оценка работоспособного состояния участков нефтепродуктопроводов, которые определяются как ранняя диагностика. Необходимость совершенствования методов ранней диагностики, в первую очередь магнитными методами, вытекает из практической потребности контроля НДС в полевых условиях и, в перспективе, создания средств внутритрубной диагностики НДС с переходом на пятый уровень существующей системы технического диагностирования.

Показано, что ранняя диагностика НДС участков нефтепродуктопроводов с интегрированием ее в существующую четырехуровневую систему внутритрубной диагностики позволит дополнительно поднять информативную полезность диагностических работ до 30 %.

Предложены новая структура и программа выполнения диагностических работ на нефтепродуктопроводах по пяти интегрированным уровням.

С использованием контрольных карт и компьютерной обработки данных индикации магнитной анизотропии оценено работоспособное состояние участков нефтепродуктопроводов «Уфа-Петропавловск»,

Уфа-Камбарка», нефтепровода «Лисичанск-Тихорецк» на воздушном переходе через канал на 268 км, отводного коллектора промстоков нефтеперерабатывающего завода АО «Уфанефтехим». По результатам контроля выполнен комплекс мероприятий по обеспечению надежности трубопроводных конструкций.

В пятой главе отражены научные основы выбора методов ремонта дефектных участков нефтепродуктопроводов для позиционной стратегии эксплуатации и ремонта по состоянию инвариантно к виду и времени действия дестабилизирующих факторов по принципу обратной связи. Алгоритм выбора методов ремонта базируется на новых критериях оценки опасности дефектов с течением времени и классификации влияющих факторов, разработанных автором.

Важным малоизученным этапом обоснования выбора методов ремонта является установление корреляционных связей между факторами временного обеспечения работоспособности ремонтируемого участка, загрузки нефтепродуктопровода, поврежденности металла труб, значимости и устойчивости дефектов, а также конструктивного решения по ремонтным конструкциям. Это вызывает необходимость проведения факторного анализа, определения возможных сочетаний факторов, а также разработки новых критериев оценки степени опасности дефектов.

Рассмотрены основные факторы, влияющие на выбор метода ремонта дефектного участка нефтепродуктопровода, и приведена классификация этих факторов.

Опасные дефекты классифицированы по значимости как критические, значительные и малозначительные. Неопасными дефектами принято считать допустимые дефекты по стандартам и техническим условиям на трубы, строительным нормам и правилам для магистральных трубопроводов. По факторам значимости дефекты классифицированы по их статической и динамической устойчивости, приведено сочетание факторов значимости и устойчивости дефекта.

Предложены критерии оценки степени опасности дефектов по их статической и динамической устойчивости.

На основании факторного анализа и определения допустимых сочетаний факторов с учетом приспособленности рассмотренных ремонтных конструкций предложены возможные варианты оперативного выбора методов ремонта дефектных участков.

Разработанная методика включает следующие разделы: классификация дефектов; оценка степени опасности дефектов; классификация видов и способов ремонта участков нефтепродуктопровода; классификация методов ремонта; обоснование возможных вариантов реализации методов ремонта; технические требования к методам ремонта.

При выборе технологических режимов работы магистральных нефтепродуктопроводов при снижении несущей способности их линейной части необходимо выполнить расчеты предельно допустимых рабочих давлений на локальных участках (точках профиля) нефтепродуктопровода с учетом степени опасности дефектов труб на текущий момент времени и назначенный ресурс; построить на сжатом профиле трассы эпюры предельно допустимых рабочих давлений, соответствующих напорам в метрах столба перекачиваемой жидкости; построить линии гидравлического уклона; определить максимально допустимое рабочее давление на выходе перекачивающей станции с учетом ограничений на технологические, конструктивные и финансовые ресурсы; определить поправочный коэффициент на проектную производительность магистрального нефтепродуктопровода для расчета технологического режима в синтезе с требуемыми надежностью и сроком службы линейной части.

Разработаны методические основы решения указанных задач.

Построение эпюры предельно допустимых рабочих давлений осуществляется на основании прочностных расчетов, выполняемых при проектировании нефтепродуктопроводов, но с учетом поправочных коэффициентов, предложенных нами. На сокращенном профиле нефте-продуктопровода по полученным расчетным данным строится эпюра предельно допустимых рабочих давлений по участкам в соответствии с раскладкой труб, категорийностью и высотными отметками трубопровода. Предложен порядок ранжирования трассы нефтепродуктопровода, пригодный для решения поставленной задачи.

Проведена классификация основных типов задач определения допустимого рабочего давления в точке профиля.

Предложена новая схема формирования регламента функционирования нефтепродуктопроводов, показывающая комплексное решение вопросов снижения несущей способности, установления технологических режимов работы и ремонта дефектных участков собственно трубопроводов.

Разработанная методика (руководящий документ РД 153-39.4Р-134-2002) согласована с Госгортехнадзором России и внедрена в системе ОАО «АК «Транснефтепродукг».

Цель диссертационной работы. На основе результатов теоретических и экспериментальных исследований особенностей работы длительно эксплуатирующихся магистральных нефтепродуктопроводов разработать систему обеспечения их надежности при снижении несущей способности линейной части.

Основные задачи работы

1. Анализ современного состояния надежности магистральных нефтепродуктопроводов.

3. Исследование модели «параметр-поле допусков» для определения эксплуатационных допусков на механические и геометрические параметры труб по критерию надежности.

4. Разработка методов контроля напряженно-деформированного состояния и оценки работоспособности участков стальных трубопроводов по магнитным диагностическим признакам.

5. Создание научной основы выбора методов ремонта дефектных участков нефтепродуктопроводов на базе разработанных классификатора влияющих факторов и критериев оценки степени опасности дефектов.

Методы решения поставленных задач

Научная новизна

1. Разработаны научные основы системы обеспечения надежности магистральных нефтепродуктопроводов при снижении несущей способности линейной части, базирующейся на позиционной стратегии управления эксплуатацией и ремонтом по состоянию, методах регулирования рабочего давления на выходе перекачивающих станций, диагностирования и ремонта дефектных участков инвариантно к виду и времени действия дестабилизирующих факторов с учетом ограничений на технологические, конструктивные и финансовые ресурсы.

2. Выявлены закономерности снижения сопротивления усталости металла труб под влиянием совместных процессов циклического упругопластического деформирования и изменения физико-механических свойств в зонах конструктивной концентрации напряжений. Получены аналитические зависимости, описывающие закономерности снижения сопротивления усталости металла труб, на основе которых разработан метод поверочного расчета на прочность и долговечность труб, учитывающий накопленную усталостную поврежден-ность в зонах концентрации напряжений, ответственных за разрушение участков нефтепродуктопроводов. Определены граничные условия регулирования рабочего давления на выходе перекачивающих станций по несущей способности линейной части для решения задач синтеза требуемых надежности и продления сроков службы нефтепродуктопроводов .

4. Разработаны косвенные методы контроля напряженно-деформированного состояния по магнитным диагностическим признакам и оценки работоспособности участков нефтепродуктопроводов по мажоритарному алгоритму и контрольным картам.

6. Разработан метод поддержания достигнутого уровня надежности магистральных нефтепродуктопроводов путем формирования областей состояний с запасом работоспособности на всех участках (точках профиля) линейной части за счет регулирования рабочего давления на выходе перекачивающих станций и ремонта инвариантно к виду и времени действия де-стабилизирующих факторов в рамках позиционной стратегии эксплуатации по принципу обратной связи.

Основные защищаемые положения

1. Методы обеспечения надежности длительно эксплуатируемых магистральных нефтепродуктопроводов, предусматривающие выполнение по результатам технического диагностирования ремонтно-восстановительных работ и регулирование рабочего давления на выходе перекачивающих станций при снижении несущей способности линейной части.

3. Метод поверочного расчета на прочность и долговечность труб действующих нефтепродуктопроводов.

Практическая ценность

4. Разработанная методика расчета эксплуатационных допусков на параметры труб по критерию надежности позволяет выработать технические требования к показателям качества труб, обеспечивающим их надежность в эксплуатации.

5. Методика выбора методов ремонта дефектных участков нефтепродуктопроводов, в основу которой заложено установление сочетаний влияющих факторов по предложенной классификации, способствует оперативному выполнению ремонтных работ исходя из условия обеспечения их работоспособности.

Реализация работы

Результаты исследований использованы при разработке следующих нормативно-методических документов:

Руководство по техническому расследованию отказов, повреждений технологических объектов магистральных нефтепроводов». РД 39-30-1058-84,1984 г.;

Нефтепровод магистральный. Надежность. Количественные методы оптимизации параметров. Основные положения». ОСТ 39-170-84, 1984 г.;

Методика оптимизации параметров комплектующих изделий магистральных нефтепроводов по критерию надежности в эксплуатации». РД 39-30-1167-84, 1985 г.;

Инструкция по отбраковке труб при капитальном ремонте нефтепроводов». РД 39-0147103-334-86,1986 г.;

Инструкция по приварке заплат и муфт на стенки труб нефтепроводов под давлением перекачиваемой нефти до 2,0 МПа». РД 39-0147103-330-86,1986 г.;

Типовое положение по техническому диагностированию линейной части магистральных нефтепродуктопроводов». ОАО «АК «Транснефтепро-дукг», 1997 г.;

Инструкция по приварке усилительных элементов на кольцевые сварные швы труб при капитальном ремонте магистральных нефтепродуктопроводов». ОАО «Уралтранснефтепродукт», 1997 г.;

Инструкция по приварке одно- и многосекционных обжимных муфт при ремонте нефтепродуктопроводов». ОАО «Уралтранснефтепродукт», 1998 г.;

Правила технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов». РД 153-39.4-041-99,1999 г.;

Методические указания по оценке и анализу надежности нефтепроводов системы трубопроводного транспорта нефти в Российской Федерации». Минэнерго России, 2000 г.;

Правила капитального ремонта магистральных нефтепродуктопроводов, проложенных на территории городов, населенных пунктов и заходящих на территории нефтебаз и перекачивающих станций». РД 153-39.4-044-99, 2000 г.;

Правила капитального ремонта магистральных нефтепродуктопроводов на переходах через водные преграды, железные и автомобильные дороги I-IV категорий». РД 153-39.4-075-01, 2001 г.;

Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на подводных переходах магистральных нефтепродуктопроводов». РД 153-39.4-074-01, 2001 г.;

Типовой план ликвидации возможных аварий на магистральных нефтепродуктопроводах». РД 153-39.4-073-01, 2001 г.;

Методика определения несущей способности действующих трубопроводов и создание регламентов их функционирования». РД 153-39.4Р-135-2002, 2002 г.;

Методика расчета максимально допустимого рабочего давления при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов». РД 153-39.4Р-134-2002, 2002 г.

Апробация работы

- республиканских научно-технических конференциях в г. Уфе (1979, 1980, 1982, 1984 гг.);

- международном семинаре «Европейские технологии для улучшения целостности трубопроводов» (Уфа, 1998 г.);

- научно-техническом совещании-семинаре «Аналитическая диагностика и средства автоматизации Минатома России для нефтегазового комплекса» (Обнинск, 1999 г.);

- IX ежегодном международном конгрессе «Новые высокие технологии для газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи» (Уфа, 1999 г.);

- П Конгрессе нефтегазопромышленников России (Уфа, 2000 г.);

- Ш Конгрессе нефтегазопромышленников России (Уфа, 2001 г.);

- Второй Всероссийской Неделе Нефти и Газа (Москва, 2002 г.);

- IV международной научно-технической конференции «Надежность и безопасность трубопроводного транспорта» (Новополоцк, 2003 г.);

- тематической секции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» в рамках IV Конгресса нефтегазопромышленников России (Уфа, 2003 г.).

Результаты работы, методы исследования и рекомендации нашли отражение в Докладе о надежности магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов в системе трубопроводного транспорта России, подготовленном и представленном на основании Государственного контракта в Минэнерго России в 2001 г.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Султанов, Марат Хатмуллинович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Предложена и реализована система обеспечения надежности магистральных нефтепродуктопроводов при снижении несущей способности линейной части, базирующаяся на позиционной стратегии управления эксплуатацией, методах регулирования рабочего давления на выходе перекачивающих станций, диагностирования и ремонта дефектных участков инвариантно к виду и времени действия дестабилизирующих факторов с учетом ограничений на технологические, конструктивные и финансовые ресурсы, позволяющая поддерживать надежность и продлевать срок их службы. Разработанная система обеспечения надежности базируется на нормативно-методических материалах и технических решениях, согласованных Госгортехнадзором России и утвержденных ОАО «АК «Транснефтепродукт».

2. По результатам испытаний на прочность и долговечность гладких образцов трубных сталей действующих нефтепродуктопроводов установлено, что накопленная усталостная поврежденность их из-за объемных и поверхностных процессов формирует область состояний, не приводящих к выходу за границу работоспособности, что позволяет по состоянию металла продлить срок службы труб практически неограниченно.

Доказано, что дефектные трубы с теоретическим коэффициентом концентрации напряжений не более двух по Нейберу обеспечивают безотказность и предельный малоцикловой ресурс нефтепродуктопроводов до 1,4 • 104 циклов нагружения нормативным внутренним давлением, что позволяет продлить срок их службы до 80 лет при частоте нагружения не более 180 циклов в год.

Полученные результаты положены в основу разработанной методики расчета предельно допустимого рабочего давления на участках (точках профиля) нефтепродуктопроводов в процессе длительной эксплуатации, которая может быть использована при разработке требований к трубным сталям и трубам, прогнозировании надежности нефтепродуктопроводов на стадиях проектирования и эксплуатации.

Доказано, что допустимый уровень концентрации напряжений в сварных соединениях труб достигается при плавном переходе от шва к основному металлу и радиусе закругления в зоне сопряжения усиления шва с основным металлом не менее 0,35-10" м, что обеспечивает требуемый предельный малоцикловой ресурс труб до разрушения. Показано, что наряду с другими стандартизованными геометрическими параметрами сварных соединений необходимо внести в стандарт на трубы для магистральных трубопроводов требования к радиусу закругления в зоне сопряжения шва с основным металлом.

4. Разработаны косвенные методы контроля напряженно-деформированного состояния по магнитным диагностическим признакам и оценки работоспособности участков нефтепродуктопроводов по мажоритарному алгоритму и картам контроля наблюдаемых отклонений.

Экспериментально доказано, что такие магнитные характеристики как магнитная проницаемость и уровень магнитных шумов, обусловленных скачками Баркгаузена, обладают наибольшей чувствительностью к изменению напряжений в углеродистой и низколегированной трубных сталях трубопроводных конструкций. Установленная корреляционная зависимость магнитных характеристик от механических напряжений позволяет оценить работоспособное состояние участков нефтепродуктопроводов при упругих деформациях и определить начало пластического течения металла труб по резкому спаду магнитных шумов и анизотропии за пределом упругости. Разработанная методика определения напряженного состояния участков нефтепродуктопроводов по мажоритарному алгоритму с использованием контрольных карт позволяет оценивать их работоспособное состояние.

5. Создана научная основа выбора методов ремонта дефектных участков нефтепродуктопроводов на базе разработанных классификатора влияющих факторов и новых критериев оценки степени опасности дефектов с течением времени, позволяющая адаптировать позиционную стратегию управления эксплуатацией и ремонтом по состоянию, способствующая практической реализации задач определения ремонтопригодности.

Предложены конструктивные решения и способы ремонта участков нефтепродуктопроводов с газопрессовыми сварными соединениями со сроком службы более пятидесяти лет. Получены аналитические зависимости напряженно-деформированного состояния участков нефтепродуктопровода с газопрессовыми сварными соединениями от параметров технологических схем их ремонта, позволяющие определять предельно допустимые изгибные напряжения, выбирать оптимальные решения по обеспечению целостности ремонтируемых участков.

6. Предложен метод поддержания достигнутого уровня надежности магистральных нефтепродуктопроводов за счет регулирования рабочего давления на выходе перекачивающих сташщй и ремонта участков линейной части инвариантно к виду и времени действия дестабилизирующих факторов в рамках позиционной стратегии управления эксплуатацией по принципу обратной связи. Разработана методика определения максимально допустимого рабочего давления на выходе перекачивающих станций (после регулирующего устройства) в зависимости от технического состояния линейной части, позволяющая перейти к комплексному решению вопросов надежности, продления сроков службы и производительности магистральных нефтепродуктопроводов с учетом ограничений на технологические, конструктивные и финансовые ресурсы.

7. Разработанная система и нормативно-методическая база обеспечения надежности длительно эксплуатируемых нефтепродуктопроводов, апробированные на предприятиях ОАО «АК «Транснефтепродукт», рекомендуются для внедрения в системах трубопроводного транспорта нефтепродуктов, нефти и газа с учетом специфики их функционирования и перехода на позднюю стадию эксплуатации.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Султанов, Марат Хатмуллинович, Уфа

1. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Мостовой А.В. Коррозийно-механическая стойкость нефтегазовых трубопроводных систем. - Уфа: Гилем, 1997. - 177 с.

2. Айнбиндер А.Б., Каммерштейн А.Г. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость: Справочное пособие. М.: Недра, 1982.-341 с.

3. Аистов А.С., Волский М.И., Гуменный Л.К. Напряженное состояние труб большого диаметра с учетом их овальности // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1974. - № 2. - С. 5-8.

4. Анисимов В.А., Куценко А.Н. Современное состояние исследований в области ультразвукового контроля НДС элементов конструкций (по материалам зарубежной печати) // Дефектоскопия. 1988. - № 6. -С. 95.

5. АнучкинМ.П., Горицкий В.Н., Мирошниченко Б.И. Трубы для магистральных трубопроводов. -М.: Недра, 1986. -231 с.

6. Ахмадуллин К.Р., Султанов М.Х. Комплексный подход к организации и проведению системы технического диагностирования магистральных нефтепродуктопроводов // Конгресс нефтегазопромышленников России. Тез. докл. -Уфа: ИПТЭР, 1998. С. 34-37.

7. Бадритдинова Г.Р., Султанов М.Х., Гараева В.А. О регламентации выполнения ремонтных работ на линейной части магистральных нефтепродуктопроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов. -2002.-№4.-С. 8-12.

8. Банок В.В., Жуков И.М., Фомичев С.К., Юрченко В.А. Оценка погрешности состояния сварных конструкций магнитоупругим методом // Техническая диагностика и неразрушающий контроль. -1992.-№3,-С. 80-87.

9. Бахвалов А.В., Турковская А.В. Коррозия и защита металлов. М.: Металлургиздат, 1959. - 310 с.

10. Белозерова З.Л., Ращепкин К.Е., Ясин Э.М. Надежность магистральных нефтепродуктопроводов. М.: ВЕИИНОЭГ, 1968. - 95 с.

11. Березин В.Л., Ращепкин К.Е., Телегин Л.Г. и др. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1978. - 364 с.

12. Березин В.Л., Ясин Э.М., Постников В.В., Жигулев Т.П. Надежность магистральных нефтепродуктопроводов. М.: ВНИИОЭНГ, 1971. -80 с.

13. Бида Г.В., Кулеев В.Г. Влияние упругой деформации на магнитные свойства сталей с различной структурой // Дефектоскопия. 1998. -№11.-С. 12-26.

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

15. Бозорт Р. Ферромагнетизм. М.: НИЛ, 1956. - 784 с.

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

17. Болотин В.В. Статистические методы в строительной механике. М.: Стройиздат, 1965. - 279 с.

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

19. Бусыгин Т.Н., Султанов М.Х., Ирмякова Н.Р. Пятьдесят лет эксплуатации трубопроводов с газопрессовыми сварными стыками и адаптация их к ремонту // II Конгресс нефтегазопромышленников России. -Уфа: Транстэк, 1999. С. 89-94.

20. Васин Е.С. Оценка технического состояния магистральных нефтепроводов по результатам диагностического контроля // Трубопроводный транспорт нефти. 1996. - № 4. - С. 26-29.

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

22. Васильев Г.Г., Кленин В.И., Коэтес А. Современные технологии для мониторинга и восстановления трубопроводов // Нефтяное хозяйство. 1994. - № 4. - С. 65-71.

23. Вентцель Е.С. Исследование операций. М.: Советское радио, 1972. -552 с.

24. Виноградов С.В. Определение предельных напряжений в трубопроводах // Строительство трубопроводов. 1969. - № ю. - С. 21-23.

25. Винокуров В.А., Куркин С.А., Николаев Г.А. Сварные конструкции. Механика разрушения и критерии работоспособности. М.: Машиностроение, 1996. - 576 с.

26. Гумеров А.Г., Хайруллин Ф.Х., Ямалеев К.М., Султанов М.Х. Влияние дефектов на малоцикловую усталость металла труб нефтепроводов // Обзор, информ. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - вып. 12. - 60 с.

27. Волский М.И., Галюк В.Х., Гуменный JI.K. и др. Вопросы прочности магистральных нефтепроводов //Обзор, информ. М.: ВНИИОЭНГ, 1984.-60 с.

28. Волский М.И., Аистов А.С., ГусенковА.П. Прочность труб магистральных нефте- и продуктопроводов при статическом и малоцикловом нагружении // Обзор, информ. М.: ВНИИОЭНГ, 1979. - 62 с.

29. Вонсовский С.В. Магнетизм. М.: Наука, 1971. - 1032 с.

30. Воробьев В.А., Гумеров А.Г., Султанов М.Х., Гараева В.А. Надежность существующей системы трубопроводного транспорта нефти ипути ее повышения // III Конгресс нефтегазопромышленников России. Тез. докл. Уфа: Транстэк, 2001. - С. 77-78.

31. Восстановление работоспособности труб нефтепроводов // А.Г. Гуме-ров, Р.С. Зайнуллин, Р.С. Гумеров, Н.Х. Гаскаров. Уфа: Башкирское книжное изд-во, 1992. - 240 с.

32. Вотруба К. Влияние пластической деформации на эффект Баркгаузена // Изв. АН СССР. Сер. Физика. 1957. - вып. 9. - С. 1246-1249.

33. Галеев В.Б., Карпачев М.З., Харламенко В.И. Магистральные нефте-продуктопроводы. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1988. -296 с.

34. Гличев А.В. Квалиметрия (Содержание, задачи и методы) // Стандарты и качество. 1970. - № 11. - С. 4-16

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

36. Горкунов Э.С., Драгошанский Ю.Н. Эффект Баркгаузена и его использование в структуроскопии ферромагнитных материалов (Обзор I) // Дефектоскопия. 1999. № 6. - С. 3-23.

37. Горкунов Э.С., Драгошанский Ю.Н., Миховски М. Эффект Баркгаузена и его использование в структуроскопии ферромагнитных материалов (Обзор П) // Дефектоскопия. 1999. - № 7. - С. 3-32.

38. Горкунов Э.С., Драгошанский Ю.Н., Миховски М. Эффект Баркгаузена и его использование в структуроскопии ферромагнитных материалов (Обзор Ш) // Дефектоскопия. 1999. - № 8. - С. 3-25.

39. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения. -М.: Изд-во стандартов, 1989. 15 с.

40. ГОСТ 27.310-95. Надежность в технике. Анализ видов последствий и критичности отказов. Основные понятия. Минск: Изд-во стандартов, 1996.-19 с.

41. ГОСТ 1497-84. Металлы. Методы испытания на растяжение. М.: Изд-во стандартов, 1985. - 39 с.

42. ГОСТ 6996-66. Сварные соединения. Методы определения механических свойств. -М.: Изд-во стандартов, 1991. 60 с.

43. ГОСТ 8731-74. Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Технические требования. М.: Изд-во стандартов, 1975. - 7 с.

44. ГОСТ 9450-76. Измерение микротвердости вдавливанием алмазных наконечников. -М.: Изд-во стандартов, 1976. 11 с.

45. ГОСТ 9454-78. Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах. М.: Изд-во стандартов, 1978. - 9 с.

46. ГОСТ 10006-80 (ИСО 6892-84). Трубы металлические. Метод испытания на растяжение. -М.: Изд-во стандартов, 1988. 15 с.

47. ГОСТ 10705-80. Трубы стальные электросварные. Технические условия. -М.: Изд-во стандартов, 1980. 9 с.

48. ГОСТ 18322-78. Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения. -М.: Изд-во стандартов, 1978. 15 с.

49. ГОСТ 20295-85. Трубы стальные сварные для магистральных нефтегазопроводов. Технические условия. -М.: Изд-во стандартов, 1986. 15 с.

50. ГОСТ 21623-76. Система технического обслуживания и ремонта техники. Показатели для оценки ремонтопригодности. Термины и определения. М.: Изд-во стандартов, 1976. - 21 с.

51. ГОСТ 28840-90. Машины для испытания материалов на растяжение, сжатие и изгиб. Общие технические требования. М.: Изд-во стандартов, 1990. -19 с.

52. Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Гумеров Р.С., Векштейн М.Г. Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1998.-271 с.

53. Гумеров А.Г., Векштейн М.Г., Гараева В.А., Султанов М.Х., Бадрит-динова Г.Р. О типовом плане ликвидации возможных аварий на магистральных нефтепродуктопроводах // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2000. - № 11. - С. 14-16.

54. Гумеров А.Г., Векштейн М.Г., Султанов М.Х. Инструкция по приварке одно- и многосекционных обжимных муфт при ремонте нефтепродуктопроводов: Нормативно-технический документ. Уфа: ОАО «Уралтранснефтепродукт», 1998. -44 с.

55. Гумеров А.Г., Векштейн М.Г., Султанов М.Х., Гараева В.А., Бадритдинова Г.Р. Доклад о надежности существующей системы трубопроводного транспорта нефти в Российской Федерации. Уфа: Транстэк, 2000. - 131 с.

56. Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Гумеров К.М. Безопасность длительно эксплуатируемых магистральных нефтепроводов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 310 с.

57. Гумеров А.Г., Зубаиров А.Г., Векштейн М.Г., Гумеров Р.С., Азме-тов Х.А. Капитальный ремонт подземных трубопроводов. М.: Недра, 1999. - 526 с.

58. Гумеров А.Г., Султанов М.Х. Вычислительная диагностика магистральных нефтепродуктопроводов // Матер, научн.-техн. совещания-семинара. Обнинск: Изд-во ГЦИПК, 1999. - С.44-53.

59. Гумеров А.Г., Султанов М.Х. Инструкция по приварке усилительных элементов на кольцевые сварные швы труб при капитальном ремонте магистральных нефтепродуктопроводов: Нормативно-технический документ. Уфа: ОАО «Уралтранснефтепродукт», 1997. - 24 с.

60. Гумеров А.Г., Султанов М.Х. Методическое обеспечение аттестации действующих магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов // Ш Конгресс нефтегазопромыпшенников России. Тез. стенд, докл. Уфа: Транстэк, 2001. - С. 77-78.

61. Гумеров А.Г., Султанов М.Х. Типовое положение по техническому диагностированию линейной части магистральных нефтепродуктопроводов: Нормативно-технический документ. М.: ОАО «АК «Транснефтепродукт», 1997. - 31 с.

62. Гумеров А.Г., Султанов М.Х., Гараева В.А., Бадритдинова Г.Р., Сафонова Л.Б. Доклад о надежности магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов в системе трубопроводного транспорта России. Уфа: ИПТЭР, 2001.-96 с.

63. Гумеров А.Г., Хайруллин Ф.Г., Султанов М.Х., Собачкин А.С. Заварка коррозионных язв металла труб магистральных нефтепроводов под давлением // НТИС «Нефтепромысловое дело и транспорт нефти». -М.: ВНИИОЭНГ, 1985. № 5. - С. 37-38.

64. Гумеров А.Г., Хайруллин Ф.Г., Султанов М.Х., Ансис А.Е., Савич И.М. и др. Инструкция по приварке заплат и муфт на стенки труб нефтепроводов под давлением перекачиваемой нефти до 2,0 МПа: РД 39-0147103-330-86. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986. -51 с.

65. Гумеров А.Г., Хайруллин Ф.Г., Султанов М.Х., Собачкин А.С., Галюк В.Х. и др. Инструкция по отбраковке труб при капитальном ремонте нефтепроводов: РД 39-0147103-334-86. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986.-11 с.

66. Гумеров А.Г., Ямалеев К.М., Гумеров Р.С., Азметов Х.А. Дефектность труб нефтепроводов и методы их ремонта. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999. -526 с.

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

68. Гусенков А.П. Прочность при изотермическом и низкотермическом малоцикловом нагружении. М.: Наука, 1979. - 295 с.

69. Гутман Э.М., Амосов Г.В., Худяков М.А. Малоцикловая коррозионная усталость трубной стали при эксплуатации магистральных нефтепроводов // Строительство трубопроводов. 1978. - № 4. - С. 27-29.

70. Гутман Э.М. Механохимия металлов и защита от коррозии. М.: Металлургия, 1981. -270 с.

71. Гутман Э.М., Маслов JI.C., Султанов М.Х. Оценка долговечности магистральных нефтепроводов // Нефтяное хозяйство. 1986. - № 1. -С. 57-59.

72. Гутман Э.М., Султанов М.Х., Маслов JI.C. Оценка коэффициента безопасности по материалу труб нефтепроводов методом физики отказов // Нефтяное хозяйство. 1982. - № 8. - С. 44-45.

73. Гутман Э.М., Султанов М.Х., Худяков М.А., Маслов JI.C. Вероятностный подход к определению допустимого уровня концентрации напряжений в металле труб магистральных нефтепроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1981. - № 2. - С. 11-13.

74. Гутман Э.М., Султанов М.Х. Регламентация требований к форме сварных швов труб для заданного уровня надежности магистральныхнефтепроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. -1981. -№ 9. С. 19-21.

75. Гутман Э.М., Султанов М.Х., Выдра В.А. Влияние концентрации напряжений на коррозионную усталость резьбовых соединений // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1983. - № 3. — С. 2-3.

76. Гутман Э.М., Султанов М.Х., Маслов JI.C. Обоснование расчета на прочность магистральных нефтепроводов с учетом свойства надежности долговечности // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. -1981,-№6. -С. 2-4.

77. Дайчик М.Л., Пригоровский П.И., Хуршудов Г.Х. Методы и средства натурной тензометрии: Справочник. М.: Машиностроение, 1989. -240 с.

78. Драгошанский Ю.Н., Соколов Б.К. Управление доменной структурой как средство оптимизации магнитных свойств анизотропной электротехнической стали // Изв. АН СССР, сер. Физика. 1989. - № 4. — С. 610-613.

79. ДубицкийЛ.Г. Физика отказов: состояние и перспективы // Надежность и контроль качества. 1981. - № 12. - С. 3-8.

80. Евлампиев А.Н., Юрченко С.М. Диагностика утечек из магистральных нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти. 1996. - № 11.-С. 3-6.

81. Емалетдинов А.К., Ирмякова Н.Р., Султанов М.Х. Анализ возможности применения магнитоупругого метода для оценки напряженно-деформированного состояния // Ш Конгресс нефтегазопромышленни-ков России. Тез. докл. Уфа: Реактив, 2001. - С. 341-342.

82. Емалетдинов А.К., Ирмякова Н.Р., Султанов М.Х. Анализ полей напряжений на внутренней поверхности трубы от плоских несквозных трещин // Ш Конгресс нефтегазопромышленников России. Тез. докл. -Уфа: Реактив, 2001. С. 334-335.

83. Емалетдинов А.К., Ирмякова Н.Р., Султанов М.Х. Концепция разработки информационно-управляющей системы "Надежность трубопроводов" // III Конгресс нефтегазопромышленников России. Тез. докл. -Уфа: Реактив, 2001. С. 318-320.

84. Емалетдинов А.К., Ирмякова Н.Р., Султанов М.Х. Оценка длительной прочности труб при случайных изменениях нагружения // III Конгресс нефтегазопромышленников России. Тез. докл. Уфа: Реактив, 2001. -С. 329-330.

85. Ершов Р.Е., Шель М.М. К вопросу измерения напряжений магнитоуп-ругим методом // Заводская лаборатория. 1965. - № 7. - С. 811-814.

86. Загидулин Р.В., Мужицкий В.Ф., Курозаев В.П. Магнитное поле дефекта типа трещины в ферромагнитной трубе // Дефектоскопия. -1999.-№5.-С. 18-30.

87. Зацепин Н.Н., Коржова JI.B. Магнитная дефектоскопия. Минск: Наука и техника, 1981. - 208 с.

88. Иванова B.C., Терентьев В.Ф. Природа усталости металла. М.: Металлургия, 1975. - 454 с.

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

90. 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. - 51 с.

91. Иваняги Д. Неразрушающий магнитный метод определения остаточных напряжений // Хихакай КЭНСА. 1974. - Т. 23. - 3. - С. 147-154.

92. Использование внутритрубных снарядов на трубопроводах (по материалам доклада Д. Корделла, ответственного секретаря PPSA, на конференции PPSA 5 июля 1995 г.) // Трубопроводный транспорт нефти. -1996. -№12.-С. 14-18.

93. Использование различных внутритрубных дефектоскопов для выявления дефектов в Трансальпийском нефтепроводе // Трубопроводный транспорт нефти. 1997. - № 5. - С. 41-42.

94. Ишмухаметов И.Т., Исаев С.А., Лурье М.В., Макаров С.П. Трубопроводный транспорт нефтепродуктов. М.: Нефть и газ, 1999. - С. 8-36.

95. Карвонех И. Определение остаточных напряжений на основе измерения шумов Баркгаузена при анализе дефектов производственного оборудования // Энергодиагностика: Сб. тр. междунар. конф. М.: ИРЦ «Газпром», 1985. - Т. 2. - С. 205-212.

96. Когаев В.П., Махутов Н.А., Гусенков А.П. Расчеты деталей машин и конструкций на прочность и долговечность. М.: Машиностроение, 1985.-224 с.

97. Куркин С. А. Прочность сварных тонкостенных сосудов, работающих под давлением. М.: Машиностроение, 1976. - 184 с.

98. Кулеев В.Г., Бида Г.В., Атангулова JI.A. О возможности использования зависимости остаточной намагниченности от упругих напряжений для их неразрушающего контроля в стальных ферромагнитных конструкциях // Дефектоскопия. 2000. - № 12. - С. 7-19.

99. Ломаев Г.В., Малышев B.C., Дегтярев А.П. Обзор применений эффекта Баркгаузена в неразрушающем контроле // Дефектоскопия. 1984. -№ 3. - С. 54-70.

100. Макаров Р.А. Средства технической диагностики машин. М.: Машиностроение, 1981. - 223 с.

101. 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.

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

103. Маслов Л.С., Росляков А.В. Прочностная модель для расчета надежности линейной части магистральных нефтепроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1984. - № 1. - С. 10-11.

104. Маслов Л.С., Бурцев Ю.Д., Трофимов В .И., Султанов М.Х. Нефтепровод магистральный. Надежность. Количественные методы оптимизации параметров: ОСТ 39-170-84. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1984. -12 с.

105. Маслов Л.С., Росляков А.В., Султанов М.Х. К вопросу выбора номенклатуры показателей надежности при проектировании объектов магистрального нефтепровода // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1983. - № 10. - С. 1-2.

106. Маслов Л.С., Султанов М.Х. Исследование времени роста усталостных трещин на трубах магистральных нефтепроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1981. - № 5. - С. 7-10.

107. Маслов Л.С., Султанов М.Х., Белозерова З.Л. и др. Руководство по техническому расследованию отказов, повреждений технологических объектов магистральных нефтепроводов: РД 39-30-1058-84. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1984. - 51 с.

108. Маслов Л.С., Султанов М.Х., Манкеева Р.Ф. Методика оптимизации параметров комплектующих изделий магистральных нефтепроводов по критерию надежности в эксплуатации: РД 39-30-1167-84. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1985.-23 с.

109. Маслов Л.С., Султанов М.Х. Разработка и регламентация требований к надежности линейной части магистральных нефтепроводов. М.: ВНИИОЭНГ, 1981.-38 с.

110. Маслов Л.С., Султанов М.Х. Расчет на прочность магистральных нефтепроводов вероятностными методами теории надежности // Нефтяное хозяйство. 1980. - № 10. - С. 47-48.

111. Методика оценки статической прочности и циклической долговечности магистральных нефтепроводов. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1990. -88 с.

112. Мехонцев Ю.Я. Измеритель упругих напряжений // Радио. 1958. - № 5. -С. 51-53.

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

114. Михеев М.Н., Горкунов Э.С. Магнитные и термоэлектрические методы фазового анализа (обзор) // Дефектоскопия. 1985. - № 12. -С. 3-21.

115. Михеев М.Н., Кулеев В.Г., Нестеренко В.В., Ригмант М.Б., Михайловская Т.Н., Немков В.Л., Лобанова Л.В. Новый способ неразрушающе-го контроля механических свойств изделий из среднеуглеродистых сталей // Дефектоскопия. 1987. - № 7. - С. 103-106.

116. Нейбер Г. Теория концентрации касательных напряжений в призматических телах при произвольной нелинейной зависимости между напряжением и деформацией // Тр. ин-та / Амер. об-во инж. мех., сер. Б. -1961.-№4.-С. 71-77.

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

118. Николаев Г.А., Куркии С. А., Винокуров В А. Сварные конструкции. Прочность сварных соединений и деформаций. М.: Высшая школа, 1982.-288 с.

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

120. Нормативы продолжительности технологических и строительно-монтажных операций при регламентных ремонтных работах на магистральных нефтепроводах. Уфа: Транстэк, 2000. - 17 с.

121. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. М.: Энергоатомиздат, 1989. - 525 с.

122. Правила капитального ремонта магистральных нефтепродуктопроводов диаметром 100-720 мм без остановки перекачки. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1991.-233 с.

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

124. Прочность при малоцикловом нагружении. Основы методов расчета и испытаний / С.В. Серенсен, P.M. Шнейдерович, А.П. Гусенков и др. -М.: Наука, 1975.-С. 5-43.

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

126. Пятая юбилейная международная деловая встреча «Диагностика-95» (доклады и сообщения). М., 1995. - Т. 1: Диагностика трубопроводов. - 263 с.

127. Разрушение: Сборник статей. М.: Мир, 1976. - Т. 3. - 796 с.

128. Расчет трубопроводов на прочность: Справочная книга / А.Г. Камер-штейн, В.В.Рождественский, М.Н. Ручимский. М.: Недра, 1969. -440 с.

129. РД 09-102-95. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортех-надзору России. М.: Госгортехнадзор, 1995. - С. 5-6.

130. РД 153-112 ТНП-027-97. Инструкция по капитальному ремонту нефтепродуктопроводов диаметром 100-720 мм в зимних условиях. М.: «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1997. - 70 с.

131. РД 153-39.4-041-99. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов. М.: «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1999.-163 с.

132. РД 153-39.4-052-00. Инструкция по ремонту действующих нефтепродуктопроводов с помощью композитных спиральных муфт. -М.: АК «Транснефтепродукт», 2001. С. 4-16.

133. РД 153-39.4-067-00. Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов. М.: ОАО «АК «Транснефть», ОАО «ЦТД «Диаскан», 2000.- 45 с.

134. РД 153-39.4-073-01. Типовой план ликвидации возможных аварий на магистральных нефтепродуктопроводах. М.: ОАО «ЦНИИТЭнефтехим», 2001.-229 с.

135. РД 153-39.4-074-01. Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на подводных переходах магистральных нефтепродуктопроводов.- М.: ОАО «ЦНИИТЭнефтехим», 2001. 71 с.

136. РД 153-39.4-075-01. Правила капитального ремонта магистральных нефтепродуктопроводов на переходах через водные преграды, железные и автомобильные дороги I-IV категорий. М.: ОАО «ЦНИИТЭнефтехим», 2001. - 96 с.

137. РД 39-00147105-001-92. Методика оценки работоспособности трублинейной части нефтепроводов на основе диагностической информации. Уфа: ИПТЭР, 1992. - 48 с.

138. РД 39-110-91. Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах. Уфа: ИПТЭР, 1992. - 73 с.

139. РД 39-1-62-78. Методика определения показателей надежности магистрального нефтепровода. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1978. - 64 с.

140. РД 39-30-13-77. Методика выбора вида подлежащих нормированию показателей надежности сооружений и оборудования магистрального нефтепровода на стадии проектирования. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1977.-55 с.

141. РД 39-Р-015-90. Инструкция по восстановлению несущей способности участков нефтепроводов диаметром 273-820 мм с применением высокопрочных стеклопластиков. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1991. - 82 с.

142. РД 153-112-014-97. Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепродуктопроводах. М.: Нефть и газ, 1997. -119 с.

143. РД 153-39.2-076-01. Инструкция по техническому расследованию причин аварий и повреждений магистральных нефтепродуктопроводов, учету аварий и повреждений и списанию безвозвратных потерь нефтепродуктов. -М.: ОАО «ЦДИИТЭнефтехим», 2001. 90 с.

144. Рекомендации по учету старения трубных сталей при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1988.-80 с.

145. Ржаницын А.Р. Теория расчета строительных конструкций на надежность. М.: Стройиздат, 1978. - 239 с.

146. Рыбка С.А. Опыт применения внутритрубных инспекционных снарядов в трубопроводной системе АК «Транснефть» // Трубопроводный транспорт нефти. 1996. - № 4. - С. 19-20.

147. Сварка в машиностроении: Справочник / Под ред. В.А. Винокурова. -М.: Машиностроение, 1979. Т. 3. - 567 с.

148. Серенсен С.В., Когаев В.П., Шнейдерович P.M. Несущая способность и расчеты деталей машин на прочность: Руководство и справочноепособие / Под ред. С.В. Серенсена. 3-е изд. перераб. и доп. - М.: Машиностроение, 1975. -488 с.

149. Система технического обслуживания и ремонта линейной части магистральных нефтепродуктопроводов: Нормативный документ. -Уфа: ВНИИСПТнефть, 1991. 84 с.

150. Системная надежность трубопроводного транспорта углеводородов / В.Д. Черняев, К.В. Черняев, B.JI. Березин и др. М.: Недра, 1997. -520 с.

151. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. М.: Стройиздат, 1997.-59 с.

152. СНиП Ш-42-80*. Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ. М.: Минстрой России ГУП ЦПП, 1997. - 75 с.

153. Станев B.C., Воробьев В.А., Гумеров А.Г. и др. Методические аспекты определения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов // Ш Конгресс нефтегазопромышленников России. Тез. докл. Уфа: ТПП РБ, 2000. - С. 106-107.

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

155. Суворов A.JI. Дефекты в металлах. М.: Наука, 1984. - 176 с.

156. Султанов М.Х., Борисов К.А. Критерии оценки эффективности внедрения энергосберегающих технологий в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов // IV Конгресс нефтегазопромышленников России. Тез. докл. Уфа: Транстэк, 2003. - С. 110-113.

157. Султанов М.Х. Вклад ИПТЭР в обеспечение надежности и эффективности транспорта нефтепродуктов Республики Башкортостан. Уфа: Транстэк, 2003. - С. 57-61.

158. Султанов М.Х. Основные положения расчета допустимого рабочего давления при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов //

159. Транспорт и хранение нефтепродуктов. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2002.-№12.-С. 8-12.

160. Султанов М.Х., Бусыгин Г.Н. Оценка работоспособности участков нефтепродуктопроводов с дефектами труб // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. Уфа: Транстэк, 1998. - С. 130-136.

161. Султанов М.Х. Расчет вероятности сквозного проплавления стенки действующего нефтепровода в процессе сварки // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1988. - С.203-207.

162. Султанов М.Х., Бадритдинова Г.Р. Обеспечение эксплуатационной надежности линейной части магистральных трубопроводов // IV меж-дунар. научн.-техн. конф. Тез. докл. Новополоцк: УО «ПГУ», 2003. -С. 21-22.

163. Султанов М.Х., Ирмякова Н.Р. Электромагнитные методы диагностирования стальных трубопроводов // IV междунар. научн.-техн. конф. Тез. докл. Новополоцк: УО «ПГУ», 2003. - С. 111-112.

164. Султанов М.Х., Ирмякова Н.Р. Интегрированная система в техническом диагностировании напряженно-деформированного состояния трубопроводов // III Конгресс нефтегазопромышленников России. Тез. докл. Уфа, 2001. - С. 91-92.

165. Султанов М.Х., Ирмякова Н.Р. Магнитометрия напряженно-деформированного состояния трубопроводов // II Конгресс нефтегазопромышленников России. Тез. докл. Уфа, 2000. - С. 112-114.

166. Султанов М.Х., Ирмякова Н.Р. Установление функциональной зависимости магнитной проницаемости трубных сталей от механических напряжений // Республ. научн. конф. по физике и математике. Тез. докл. Уфа: Изд-во Башгос. университета, 1999. - С. 70-71.

167. Султанов М.Х., Ирмякова Н.Р. Экспериментальные исследования магнитоупругим методом напряженного состояния трубопровода в сложных условиях // Республ. научн. конф. по физике и математике. Тез. докл. Уфа: Изд-во Башгос. университета, 1999. - С. 71-73.

168. Султанов М.Х., Ирмякова Н.Р. Методика оценки работоспособного состояния участков трубопроводов по контрольным картам электромагнитных диагностических признаков. Уфа: ИПТЭР, 2003. - 17 с.

169. Султанов М.Х., Худяков М.А. Коррозия внутренней поверхности труб нефтепродуктопроводов // Перспективы развития трубопроводного транспорта России. Тез. докл. конф. Уфа: Транстэк, 2002. - С. 28.

170. Султанов М.Х., Черникин В.А. К вопросу продления срока службы магистральных нефтепродуктопроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2003. - № 4. - С. 8-12.

171. Султанов М.Х., Черникин В.А. Методика определения несущей способности действующих трубопроводов и создание регламентов их функционирования: РД 153-39.4Р-135-2002. М.: ОАО «ЦНИИТЭ-нефтехим», 2002. - 96 с.

172. Султанов М.Х., Черникин В.А. Оценка и прогнозирование допустимого рабочего давления при эксплуатации действующих магистральных нефтепродуктопроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов. -М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2003. № 5. - С. 25-26.

173. Султанов М.Х. Методика обоснования продления сроков службы магистральных нефтепродуктопроводов: Стандарт организации (утв. ОАО «АК «Транснефтепродукт»). Уфа: ИПТЭР, 2005. - 37 с.

174. Султанов М.Х. К оценке влияния качества труб на надежность линейной части магистрального нефтепровода // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1982. - № 10. - С. 6-8.

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

176. Стрелецкий Н.С. Основы статистического учета коэффициента запаса прочности сооружений. М.: Стройиздат, 1947. - 96 с.

177. Трощенко В.Т., Покровский В.В., Прокопенко А.В. Трещиностойкость металлов при циклическом нагружении. Киев: Наукова думка, 1987. - 254 с.

178. Тензометрия в машиностроении / Под ред. Р.А. Макарова. М.: Машиностроение, 1975. - 287 с.

179. Техническая диагностика: Труды I Всесоюзного совещания по технической диагностике. М.: Наука, 1972. - 368 с.

180. Тикадзуми С. Физика ферромагнетизма. Магнитные характеристики и практические применения. М.: Мир, 1987. - 420 с.

181. Тимофеев Б.Б. Измерение напряжений в стали магнитоупругим методом // Экспериментальное изучение механических усилий в гидрогенераторах. -М.: Госэнергоиздат, 1957. С. 28-36.

182. Труфяков В.И. Усталость сварных соединений. Киев: Наукова думка, 1974.-216 с.

183. Финк К., Рорбах X. Измерение напряжений и деформаций: Пер. с нем. / Ю.Ф. Красонгович; под ред. Н.И. Пригоровского. М.: Машгиз, 1961.-535 с.

184. Халилеев П.А., Патраманский Б.В., Лоскутов В.Е., Зенин Е.И., Корзу-нин Г.С. О современном состоянии контроля надежности магистральных трубопроводов // Дефектоскопия. 2000. - № 1. - С. 3-17.

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

186. Хенли Э., Кумамото X. Надежность технических систем и оценка риска. М.: Машиностроение, 1984. - С. 8-24.

187. Черепанов Т.П. Механика хрупкого разрушения. М.: Наука, 1974. -640 с.

188. Черняев В.Д. Состояние и перспективы развития системы магистральных нефтепроводов России // Трубопроводный транспорт нефти. -1995. -№ 1,- С. 2- 8.

189. Черняев К.В. Оценка прочности и остаточного ресурса магистрального нефтепровода с дефектами, обслуживаемого внутритрубными инспекционными снарядами // Трубопроводный транспорт нефти. -1995.-№ 2.-С. 21-31.

190. Черняев К.В. Продление срока службы магистральных нефтепроводов на основе мониторинга их технических состояний // П1 Конгресс нефтегазопромышленников России. Тез. докл. Уфа: ТПП РБ, 2001. -С. 77-78.

191. Черняев К.В. Технология проведения работ по диагностированию действующих магистральных трубопроводов внутритрубными инспекционными снарядами // Трубопроводный транспорт нефти. -1995. -№ 1.-С. 21-31.

192. Черняев К.В., Белкин А.А. Комплексный подход к проведению диагностики магистральных нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти. 1999. - № 6. - С. 24-30.

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

194. Черняев В.Д., Ясин Э.М., Галюк В.Х. и др. Эксплуатационная надежность магистральных нефтепроводов. -М.: Недра, 1992. -251 с.

195. Шор Я.Б., Кузьмин Ф.И. Таблицы для анализа и контроля надежности.- М.: Советское радио, 1968. 282 с.

196. Шумайлов А.С., Гумеров А.Г., Молдаванов О.И. Диагностика магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1992. - 251 с.

197. Экспериментальные методы исследования деформаций и напряжений в конструкциях // Под ред. Н.И. Пригоровского. М.: Наука, 1977. -150 с.

198. Экспериментальные методы исследования деформаций и напряжений: Справочное пособие / Б.С. Касаткин, А.Б. Кудрин, JI.M. Лобанов и др.- Киев: Наукова думка, 1981. 584 с.

199. Юфин В.А. Трубопроводный транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1978.

200. Ясин Э.М. и др. Надежность магистральных трубопроводов / Э.М. Ясин, В.Л. Березин, К.Е. Ращепкин. М.: Недра, 1972. -183 с.

201. А.с. 1453307 СССР, МПК G 01 27/82. Магнитотелевизионный дефектоскоп / А.А. Абакумов, К.М. Фаттахов, М.Х. Султанов и др. (СССР). -4128127; Заявлено 25.07.86; Опубл. 23.01.1989, Бюл. 3. С. 183.

202. А.с. 1462173 СССР, МПК G 01 27/82. Магнитотелевизионное устройство для контроля трубопровода / А.А. Абакумов, К.М. Фаттахов, Ф.Г. Хайруллин, М.Х. Султанов. (СССР) 4195112/25-28; Заявлено 13.02.87; Опубл. 28.02.89, Бюл. 8. - С. 4.

203. Пат. 218774 Россия, МПК 7 F 16 L 55/32. Устройство для перекрытия внутренней полости трубопровода / А.Т. Ишмухаметов, М.Х. Султанов (Россия). 98121929/06; Заявлено 07.12.98; Опубл. 20.08.2002, Бюл. 23.-С. 4.

204. Пат. 2121619 Россия F 16 L 55/16. Способ бандажирования дефектного участка действующего трубопровода / А.Г. Гумеров, Х.А. Азметов, Н.Х. Гаскаров (Россия). 9610/8084/06; Заявлено 12.04.96; Опубл. 10.11.98, Бюл. 31.-C.3.

205. Пат. 33421 Россия, МПК F 16 L 1/028. Подъемник трубопровода / Р.А. Нафиков, В.Я. Бессарабов, М.Х. Султанов и др. (Россия). -2003120634; Заявлено 07.07.2003; Опубл. 20.10.2003, Бюл. 29. С. 2.

206. Пат. № 35254 Россия, МПК 7 В 08 В 9/02, 9/023. Устройство для очистки наружной поверхности труб / А.Г. Гумеров, Р.А. Нафиков, П.Я. Булатов, М.Х. Султанов и др. (Россия). 2003127259/20; Заявлено 08.09.2003; Опубл. 10.01.2004, Бюл. 1. - С. 2.

207. American National Standard. ANSI/ASMC/B31.8.

208. British Standard. CP 2010: Part 2.

209. Canadian Standard/ CAN/CSA- Z184. Gas Pipeline Systems.

210. Craik D.J., Wood MJ. Magnetization changes induced by stress in a constant applied field. J. Appl. Phis., 1970. - 3. - P. 1009-1016.

211. Dentshe Norman. DIN 2470. Teil 2.

212. Det Norske Veritas. Rules for Submarine. Pipeline.

213. Dhar A., Jagadish C., Atherton D.L. Using the Barkhauzen effect to determine the easy axis of magnetization in steels // Mater. Evaluation. 1992. -No. 10.-P. 1139-1141.

214. Donaldson W., Pasley R.L. A method of non-destructive stress measurement. Proc. of the 6-th Symposium on Non-destructive evaluation of Acropace ancomponents and materials. -N.Y., 1967. - P. 556-574.

215. Gardner G.G., Matzanion G.A., Dawidson D.L. The influence of mechanical stress on magnetisation processes and Barkhauzen jumps in ferromagnetic materials//Int. J.NDT. -1971.-3.-2, -P. 131-135.

216. Haiko V., Zentko A., Tima T. The influence of mechanical stress in the region of elastic deformation on the Barkhauzen effect // Acta physio slou. -1973.-23.-1.-P. 20-28.

217. Hurst W.W., Bellamy L.J., Geder J.A., Astley J.A. Pipeline failures causes analysis // J. Hazardjus Maber. 1991. - 26. - P. 2.

218. Langman R. Measurement of stress by a magnetic method // NTD Proc. of the 4-th Eur. Conf. London, 13-17 Sept. - 1987. - V.3. - P. 1783-1799.

219. Lieneweg L. Barkhauzen noise of 3 Si-Fe strips after plastic deformation // IEEE Trans. Magn. 1974. - 10. -2. - P. 118-120.

220. WillmanW. Untersuchungen zur mestesznichen Ausnutzung des magnetischen Barkhauzen effekt. Metallkunde, 1969. -B136. - P. 3-95.

Информация о работе

Султанов, Марат Хатмуллинович
доктора технических наук
Уфа, 2005
ВАК 25.00.19

Диссертация

Система обеспечения надежности магистральных нефтепродуктопроводов при снижении несущей способности линейной части - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы