Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование метода прогнозирования технического состояния магистрального газопровода по результатам диагностики

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

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование метода прогнозирования технического состояния магистрального газопровода по результатам диагностики"

/ДК 622.691:620

На правах рукописи

МИНЯЙЛО ИГОРЬ ВИТАЛЬЕВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДА ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ДИАГНОСТИКИ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

- 9 ЛРК 2010

Уфа »2010

004616663

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

Научный руководитель: - доктор технических наук, профессор

Малюшин Николай Александрович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Азметов Хасан Ахметзиевич

- кандидат технических наук, доцент Маркова Лариса Михайловна

Ведущее предприятие: - Общество с ограниченной ответственностью

«ГазпромТрансгазСургут»

Защита диссертации состоится «16» декабря 2010 г. в Ю30 на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан «15» ноября 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

доктор технических наук -- Л.П. Худякова

Общая характеристика работы ктуальность проблемы

остояние трубопроводов в России в настоящее время характеризуется двумя сновными признаками: длительным сроком эксплуатации, достигающим рактически для половины всех трасс 35 - 40 лет, что приводит к резкому величению числа коррозионных повреждений труб, и снижением объемов ранспорта нефти и газа, что связано, с одной стороны, с уменьшением спроса в вязи с кризисными процессами в мировой экономике, а, с другой, снижением бъемов добычи нефти и газа. Главной причиной возникающих аварийных итуаций линейной части является разрушение металла трубопровода, что риводит к необходимости достоверной оценки технического состояния азличными диагностическими методами. Основным методом оценки ехнического состояния является применение внутритрубных диагностических нарядов, позволяющим проводить диагностические обследования без остановки >анспорта нефти и газа. Важной задачей в этом случае является правильная нтерпретация полученных результатов, что зависит от степени квалификации ператоров и настройки диагностической аппаратуры.

Оценка состояния магистральных газопроводов (МГ) является сложной адачей, т.к. она зависит от большого количества факторов, включающих в себя: словия прохождения трассы, специфику эксплуатации линейной части, качества фоектирования и строительства. Следует также учитывать, что параметры азопровода меняются с течением времени, а объективная оценка состояния инейной части при дальнейшей эксплуатации позволяет повысить надежность ранспорта газа, снизить риски аварий и уменьшить объем ремонтно-осстановительных работ с одновременным снижением и времени восстановления аботоспособности линейной части.

Разработке методов оценки и расчета технического состояния участков рубопроводов посвящено большое количество работ: И.Г. Абдуллина, .А. Азметова, В.Н. Антипьева, В.Л. Березина, Г.Г. Васильева, А.Г. Гумерова, .М. Гумерова, P.C. Зайнулина, В.А. Иванова, A.A. Коршака, H.A. Малюшина,

0.A. Степанова, H.X. Халлыева и др. Однако ряд аспектов этой проблемы требует своего развития и совершенствования.

Цель работы - совершенствование метода прогнозирования технического состояния линейных участков на базе нелинейной модели коррозионных процессов.

Основные задачи исследования:

1. Сбор, обработка и анализ статистических данных по отказам магистральных газопроводов РФ, оценка техногенных, технических, экономических и экологических последствий аварий;

2. Прогнозирование глубины коррозионных повреждений и их количества для участков газопроводов на основании данных внутритрубных обследований в процессе эксплуатации;

3. Совершенствование комплексного метода оценки технического состояния МГ на базе нелинейной модели коррозионных процессов, включающего в себя условия прокладки, эксплуатации, результаты диагностического обследования и риска аварий на основе балльных показателей и ранжирования участков для определения очередности проведения ремонтов

4. Разработка метода расчета количества поврежденных секций трубопровода в процессе эксплуатации на базе вероятностной модели отказов линейной части газопровода.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на анализе и статистической обработке материалов диагностического обследования газопровода Уренгой-Челябинск.

В работе использованы численные и вероятностные методы решения задач прогнозирования технического состояния трубопровода и риска аварий в результате коррозионных повреждений и положения теории прочности.

Научная новизна

1.Усовершенствован метод оценки технического состояния линейных частков магистрального газопровода на базе балльных показателей.

2. Получены полуэмпирические зависимости, позволяющие прогнозировать ост числа коррозийных повреждений и увеличение их глубины в процессе ксплуатации объекта на базе нелинейной модели.

3.Предложена вероятностная модель для определения числа поврежденных екций газопровода при его эксплуатации

На защиту выносятся:

• Усовершенствованный метод оценки состояния линейных участков магистрального газопровода, включающий в себя показатели технического состояния и оценку возможного ущерба от аварий на базе балльной оценки всех показателей;

• Полуэмпирические зависимости для прогнозирования роста числа коррозионных повреждений и вероятностная модель определения числа поврежденных секций.

Практическая ценность работы

Создан программный продукт для расчета и оценки технического состояния частков МГ с ранжированием их по очередности ремонта.

Предложена программа расчета прогноза роста количества повреждений и глубины коррозионных дефектов с учетом изменения скорости коррозии.

Материалы исследования используются в качестве методических пособий в учебном процессе для специальности 0907 «Проектирование, строительство и эксплуатации нефтегазопроводов и хранилищ».

Обоснованность и достоверность результатов.

В процессе выполнения работ автором использованы основные положения системного анализа, теории вероятностей и риска аварий.

Результаты теоретических исследований по математическим моделям сверялись с известными положениями других исследователей. Сходимость результатов достаточно высока.

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались на научно-практических конференциях и семинарах по проблемам строительства и безопасной эксплуатации объектов трубопроводного транспорта, в том числе на: Второй Международной Конференции «Актуальные проблемы трубопроводного Западной Сибири (ТюмГНГУ, Тюмень, 2008 г.) научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (ГУЛ «ИПТЭР», Уфа, 2007, 2008, 2009 гг.); научно-практических конференциях и семинарах кафедры «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов и хранилищ» (ПЭНХ) ТюмГНГУ (2007,2008,2009,2010 гг.); научно-техническом совете ОАО «Институт «Нефтегазпроект» (Тюмень, 2008); научно-практическом семинаре кафедры «Промышленная теплоэнергетика» ТюмГАСУ (Тюмень, 2008 г.).

Публикации

По материалам работы опубликовано 6 статей, в том числе 3 в журнале «Нефть и газ. Известия вузов», реферируемом ВАК РФ.

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 114 наименований. Работа изложена на 111 страницах машинописного текста, включающего 15 рисунков и 42 таблицы.

Автор выражает искреннюю благодарность сотрудникам кафедр «Промышленная теплоэнергетика» ТюмГАСУ и «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов и хранилищ» ТюмГНГУ за помощь и полезные советы при выполнении и оформлении диссертационной работы.

Содержание работы

Во введении обосновывается актуальность выбранной темы иссертационной работы, сформулированы цель и ее основные задачи, показаны аучная новизна и практическая значимость, приведены основные защищаемые оложения.

Первая глава посвящена анализу состояния системы магистральных азопроводов, которая превышает 250 тыс. км. Показано, что основными районами обычи нефти и газа в ближайшее время окажутся районы Надым-Пур-Тазовский и |бско-Тазовской губы. К этому же времени войдет в эксплуатацию 1токмановское месторождение, а к 2015 г. газовые ресурсы Ямала и далее на ерспективу добыча газа планируется на шельфе Карского моря. Это редопределяет строительство в период до 2020 г около 20+25 тыс.км новых азотранспортных магистралей и реконструкцию такого же количества рубопроводов, находящихся в эксплуатации.

По статистическим данным, приведенным в таблице 1, видно, что на протяжении последних лет на газопроводах различных диаметров наблюдается рост аварий.

При этом наблюдается увеличение частоты возникновения дефектов, на вновь вводимых в эксплуатацию газопроводах, что указывает по существу на хронический характер низкого качества СМР. Следует отметить, что дефекты СМР проявляются на начальной стадии эксплуатации. Так за первые 15 лет из общей 30-летней продолжительности эксплуатации аварийность на МГ составила 66%, а за вторую половину - лишь 34%, т.е. уменьшилась вдвое, что указывает на более полное проявление дефектов такого типа на начальной стадии эксплуатации.

Аварии на МГ происходят по различным причинам, определяемым источником негативного воздействия на него и механизмом этого воздействия, приводящим к разгерметизации МГ. Для более полного понимания процессов зарождения аварий применяют метод построения «дерева отказов» - графической структуры, образующей с помощью логических функций причинно-следственные

Таблица 1

Изменение интенсивности аварий (аварий/1000 км в год) на газопроводах

Диаметр, мм Годы

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998

1420 0,0003 0,0008 0,0006 0,0002 0,0008 0,0007 0,0006 0,0010 0,0011

1220 0,0027 0,0027 0,0019 0,0007 0,0011 0,0011 0,0020 0,0025 0,0027

1020 0,0036 0,0042 0,0032 0,0029 0,0065 0,0028 0,0015 0,0046 0,0058

820 0,0021 0,0061 0,0019 0,0059 0,0018 0,0063 0,0061 0,0053 0,0101

720 0,0027 0,0081 0,0046 0,0041 0,0074 0,0035 0,0077 - 0,0093

529 - 0,0049 0.0031 0,0041 0,0048 0,0103 0,0064 0,0014 0,0081

<529 0,0014 0,0034 0,0025 0,0033 0,0038 0,0051 0,0052 0,0055 0,0081

Относительное изменение интенсивности аварий за год.

годы диаметр\ % 92/ /91 93/ /92 94/ /93 95/ /94 96/ /95 97/ /96 98/ /97 Среднее значение

1420 0,3478 0,75 0,333 4 0,815 0,857 1,667 1,1 1,233

1220 1,0 0,7037 0,3684 1,157 1 1,818 1,25 1,08 1,043

1020 1,167 0,7619 0,9062 2,241 0,4308 0,5357 3,067 1,261 1,296

820 2,905 0,3115 3,105 0,3051 3,5 0,9683 0,8688 1,906 1,734

720 3,0 0,5679 0,8913 1,805 0,4729 2,20 - - 1,490

529 - 0,6326 1,322 1,171 2,146 0,6214 0,2188 5,786 1,700

<529 2,429 0,7353 1,320 1,152 1,342 1,020 1,058 1,473 1,317

цепочки событий, ведущие к вершинному событию - разгерметизации МГ. Как правило, метод "дерева отказов" используется при анализе технологических установок для расчета вероятности возникновения аварии инициирующих событий, лежащих в основании «дерева». В настоящей работе применение этого метода преследует другую цель, а именно - определение спектра факторов (природных, антропогенных, конструктивно-технологических, эксплуатационных), влияющих на вероятность разгерметизации МГ. Полученная информация может использоваться для обоснования дифференцированного подхода к определению влияния различных факторов на интенсивность аварий и разработки методики оценки локальных интенсивностей аварий на различных участках МГ. Наличие технологических факторов, провоцирующих развитие коррозионных дефектов, объясняется тем, что последовательность изготовления труб, механические

оздействия при погрузочно-разгрузочных, транспортных и монтажных операциях, екачественная очистка перед нанесением защитных покрытий обусловливает еоднородность структурного состояния, механических, физико-химических и лектрохимических свойств поверхностного слоя.

Эти воздействия снижают сопротивление трубопроводов коррозионно-сталостному разрушению, вероятность которого очень велика в условиях иклического колебания нагрузок и воздействия активных грунтовых сред.

Основными причинами коррозионного разрушения трубопроводов являются:

• низкое качество изоляционного покрытия, нанесение изоляции в полевых условиях, нарушение ее целостности в процессе строительных и монтажных работ, оседания грунта и другие факторы;

• несвоевременный ввод в эксплуатацию средств электрохимической защиты, низкая защищенность по времени;

• неправильная оценка степени агрессивности грунта, его кислотности, влажности и других физических свойств.

Совместное действие коррозионной среды, дефектов и малоциклового нагружения интенсифицирует процесс снижения работоспособности трубопровода.

Во второй главе осуществлена оценка механических характеристик трубопроводов при длительной эксплуатации.

В процессе эксплуатации магистральных трубопроводов происходит постепенное снижение механических характеристик металла труб. Большая часть ныне действующих магистральных трубопроводов, как отмечалось ранее, находится в эксплуатации свыше 30 лет. За прошедший период в металле труб под воздействием непрерывных нагрузок внешних и внутренних, коррозионных процессов неизбежно происходит структурная перестройка металла, приводящая к снижению прочностных характеристик сталей, которая определяется уровнем рабочего давления и амплитудой изменения этого давления при работе. Существенное влияние оказывают и условия прокладки. Совокупность перечисленных факторов приводит к тому, что для каждого участка трубопровода величину остаточного ресурса необходимо определять с учетом комплекса

перечисленных факторов и на основании расчетов принимать решение о реконструкции, замене или дальнейшей эксплуатации участка.

Практика эксплуатации магистральных трубопроводов в России, странах Западной Европы, Америки свидетельствует о том, что основными причинами разрушений металла трубы являются концентраторы напряжений механического происхождения (царапины, риски, надрезы и т.д.) и дефекты стенки трубы, возникающие при длительном контакте с коррозионно-активной средой. Причем оказывается, что разрушение металла может происходить в тех случаях, когда действующие напряжения не превышают нормативных в связи с тем, что при длительной эксплуатации происходит изменение состояния металла и снижение сопротивления его разрушению, которое связано с процессами его старения. Это приводит к необходимости периодической проверки образцов металла труб в лабораторных условиях по стандартным методикам с определением основных механических характеристик и сопоставлением полученных значений с характеристиками металла после изготовления труб, которые определяются на заводах-изготовителях.

Анализ результатов химического состава показывает, что ни по одному из исследованных компонентов нет отклонений от величин содержания их от требований ГОСТа.

Исследования образцов, в процессе которых определялись значения ударной вязкости в интервале температур от -80°С до +20 °С КСи, ударная вязкость КСУ в том же интервале температур, ударная вязкость КСи после механического старения, величина работы развития трещины ар, доля вязкой составляющей В в изломе образцов с различными радиусами надрезов проводились по методу А.П. Гуляева с учетом доли вязкой составляющей в образцах с острым надрезом. Испытания в этом случае проводились на поперечных образцах.

Во всех образцах сопротивление разрушению при ударном нагружении выше значений, приведенных в ГОСТах для этой марки стали.

Полученные результаты соответствуют указанным выше техническим условиям. Вместе с тем оказывается, что в настоящее время отсутствуют данные

кшытаний металла труб газопроводов, находящихся в эксплуатации свыше 1вадцати лет. Однако имеются результаты испытаний образцов металла труб, взятых с трасс трубопроводов с различными сроками эксплуатации (26 и 21 год). Испытания проведены в ЦНИИ Чермета им. И.П. Бардина, Т.В. Бирманом и Н.Б. Блиновой.

Сопоставление механических характеристик металла труб КСи, КСУ, работы развития трещин ар, для образцов с различным сроком эксплуатации (26 лет и 21 год, таблица 2), что показывает некоторое снижение механических свойств стали от 10 до 30%. В таблице 2 приведено относительное изменение средних значений ударной вязкости КСУ, КСи и работы развития трещины ар образцов металла труб со сроком эксплуатации 26 и 21 год.

Таблица 2

Относительное изменение средних значений ударной вязкости КСУ, КСи и работы развития трещины ар образцов металла труб со сроками эксплуатации 26 и 21 год

Ударная вязкость КСУ, КСи Дж./см2 Температура 'С

-80 -60 -40 -20 +20

КСУ 26 35 43 62 68 92

КСУ 21 50 78 82 90 112

3_КСУ 26 ЛГГ21 0,70 0,5513 0,7561 0,7556 0,6428

КСи 26 18 19 45 30 59

КСи 21 22 32 62 70 87

3_ксигб ксиг\ 0.8182 0.5235 0.6716 0.4286 0.6782

Ар26 4 5 10 20 50

Ар21 10 12 21 35 70

Л21 0,4 0,4167 0,4762 0,5714 0,7143

Из приведенных данных видно, что за этот срок произошло существенное изменение работы развития трещины, которое в области температур, соответствующих условиям эксплуатации 0-н+20'#, увеличилось на 27%. Следовательно, при дальнейшей эксплуатации следует ожидать увеличения повреждений металла труб. Для уточнения влияния температуры газа на механические характеристики необходимо провести дополнительные испытания образцов металла труб газопроводов из различных климатических зон с разными среднегодовыми температурами транспорта газа. Вместе с тем, эти данные можно использовать при прогнозировании изменения механических характеристик в процессе эксплуатации и величины остаточного ресурса линейной части.

Образцы вырезались из поврежденных коррозией мест так, чтобы на поверхности образцов остались наиболее характерные коррозионные повреждения. На каждом образце определялась толщина металла в месте коррозионного повреждения и определялось среднее условное значение толщины образца. Результаты испытаний на растяжение показывают, что уменьшение максимальной разрушающей нагрузки пропорционально уменьшению толщины образца.

Изменение усилия при пределе текучести (повышение пластической деформации) в образцах с коррозионными язвами не пропорционально изменению средней толщины образцов. При уменьшении толщины образцов на 10% усилие при пределе текучести меняется в среднем также на 10%, а при уменьшении толщины на 15 + 17%, усилие предела текучести снижается на 35%.

Следует отметить, что в изломах всех образцов, включая ударные, на поверхности которых были коррозионные повреждения, не обнаружено коррозионных трещин. Это и объясняет, что с уменьшением текучести образца в пределах до 20% из-за коррозионных повреждений пропорционально уменьшается максимальная разрушающая нагрузка. При больших уменьшениях толщины (до 30%) усилие предела текучести уменьшается существенно из-за повышения локальных пластических деформаций.

Внутритрубная диагностика, проводимая в настоящее время на магистральных трубопроводах, позволяет определить достаточно точно глубину, размеры

коррозионных повреждений и их месторасположение. Важнейшим элементом в этом случае является, с одной стороны, правильная оценка размеров дефектов (длины, глубины, ширины), зависящая от разрешающих способностей внутритрубных диагностических снарядов, а, с другой, достоверностью расчета остаточной прочности стенки трубопровода, пораженного коррозионными дефектами.

Наиболее точным и надежным способом определения остаточной прочности стенки газопровода, поврежденного коррозионными дефектами, являются гидростатические испытания. Однако во многих случаях проведение гидростатических испытаний не осуществляется из-за экологической, экономической и технической точек зрения. Кроме того оказывается, что повторное гидростатическое испытание не рекомендуется в связи с тем, что не проявившие себя дефекты могут активизироваться при повторном испытательном давлении.

Остается в этом случае лишь применение расчетных методов, основанных на экспериментальных исследованиях труб в лабораторных и промышленных условиях. Расчетные методы разработаны и непрерывно совершенствуются.

Существует несколько методов расчета максимально-допустимого рабочего давления (МДРД) труб с коррозионными повреждениями, созданных в основном в мемориальном институте им. Баттеле. В соответствии со СНИПом расчет давления осуществляется лишь по остаточной толщине стенки, без учета геометрических характеристик дефекта.

Эта методика использована для расчета МДРД газопровода диаметром 1420 мм с толщинами стенки <5, =18,7мм и 16,5 мм при наличии

коррозионных повреждений с глубинами {8К =3,4,5,6,7,8,9 мм) и длинами повреждений (Ь=50, 100,200,400,800,1000 мм).

В интервале длины дефектов 200 + 600 мм, которые являются наиболее распространенными по данным обследований, большее расчетное значение МДРД получается с учетом критической длины дефекта на 5-11 % в зависимости от

глубины, причем с ростом глубины расхождение расчетных значений увеличивается.

Надежность и долговечность трубопроводов в значительной степени зависит от качества противокоррозионного покрытия. Объективным показателем является скорость коррозии защищаемого металла. Скорость коррозионных процессов металла труб с различными типами изоляционных покрытий зависит от адгезии и проницаемости покрытия, следовательно, можно считать, что в случае сохранения сплошности покрытия, коррозией металла под покрытием можно пренебречь. Потеря металла начинается лишь после разрушения покрытия. При расчете скорости коррозии можно считать, что коррозия, обнаруженная при инспекции впервые, началась с последнего года перед инспекцией. Это позволяет рассчитать и скорость коррозии. Сопоставляя данные по приросту глубины дефектов двух последовательных инспекций, можно определить и изменение скорости коррозии на различных интервалах глубин.

За основу расчёта скорости коррозии магистрального газопровода принимаем уравнение Эвига С.П., предлагающего степенную зависимость:

8к=К-т* (1)

где ^к- глубина коррозионного повреждения; т - время действия коррозии, лет; К,п- эмпирические коэффициенты, п-постоянная, зависящая от типа грунта и ее значение приводится в таблице 3.

На основании этого уравнения можно получить относительное изменение скорости коррозии, сопоставляя выражения для двух интервалов времени эксплуатации и т2.

5К1 = к-т: (2) 5„=К-т; (3)

8Г, К-т" (т, ^

Получим: Д = =-- = —

к-т; и;

Уравнение (4) использовано для расчёта относительной скорости коррозии в различных грунтах, причем ее величина зависит от принимаемых интервалов времени гьт2. В таблице 3 приведены значения этой величины с интервалом в 5 лет.

Из приведенных данных видно, что темп коррозионных повреждений возрастает с разной скоростью, которая зависит от типа грунта (показателя п) и увеличивается от 1,3 до 2,2 раз. Если сопоставить темп изменения коррозии для этих же грунтов последовательно с шагом пять лет, то оказывается, что скорость коррозионных процессов уменьшается для грунтов с п=0,18 на 10% между интервалами времени 30^35 лет и 5^-10 лет, а для грунтов, в которых проводились исследования (п=0,48) в этом же временном интервале — на 23%.

Определение постоянной К, входящей в уравнение 1, приводится по результатам диагностических обследований магистрального газопровода Уренгой -Челябинск первой и второй очереди.

Полученные результаты позволяют определить среднюю глубину коррозионного повреждения за первый год эксплуатации.

2.543 + 2.412 + 2.572 + 2.225 + 2.289 + 2.598 .... . ,

°срк =~ А."I =-= 2.438мм/год

И Ы 6

Таблица 3

Относительная скорость коррозии магистрального газопровода в различных типах грунтов, мм/мм (по Эвигу С.П.)

№ п/п Тип грунта п Интервалы времени т„,

1 Песок грубый 0,18 1,133 1,219 1,283 1,336 1,381 1,419

2 Илистая глина 0,35 1,275 1,469 1,625 1,756 1,872 1,976

3 Слабо аэрорированный грунт 0,48 1,395 1,694 1,945 2,165 2,363 2,545

4 Болото 0,70 1,625 2,158 2,639 3,085 3,505 3,905

Полученные результаты позволяют выполнить расчет роста коррозионных повреждений и их относительное изменение. Вместе с тем численное значение постоянной К необходимо определять с учетом типа грунта. Рассматриваемые участки проложены в слабоаэрируемых грунтах и для них постоянную п принимаем п=0.48. Полученные значения Кип используем для расчета глубины коррозионных повреждений для различных сроков эксплуатации. Результаты расчета приведены в таблице 4. Для сопоставления расчетных значений глубины коррозионных повреждений и результатов диагностических обследований приводим фактические данные к 26 годам (время проведения инспекций). Полученные результаты приведены в таблице 5.

Воспользуемся данными внутритрубных обследований этих участков и примем, что максимальная глубина коррозионных повреждений соответствует 26 годам. Считаем, что эти повреждения начались с первого года эксплуатации. При проведении расчетов принимаем данные повторных обследований участков (две нитки газопровода Уренгой-Челябинск) со сроком эксплуатации 21, 23, 25, 26 лет. Причем результаты 21, 23,25 лет приводим к 26 годам, принимая, что в этих интервалах скорость коррозии изменяется по линейному закону. Тогда получим:

При обработке данных обследований не учитываются минимальная глубина (32 шт)-<5 =6,12 мм, и максимальная (18 шт) 3 = 12,15мм.

Таким образом, оказывается, что расчетная величина коррозионного повреждения для 26 лет эксплуатации составляет 11,67 мм, а фактическая по результатам диагностических обследований 10,56 мм. Относительная погрешность составляет:

9.815-1.061-1+ 10.75-4 + 9.813-1Л02-2 + 9.815-1.061-6 13

25

= 10.25лш

А =

11,67-10,56 = 1,11 10,56 ~ 10,56

= 10,5%

Таблица 4

Прогнозируемая глубина коррозионных повреждений для различных типов

грунтов

№ п/п Тип грунта Показатель п Время эксплуатации от начала коррозии, дет

5 10 , 15 20

1 Песок грубый 0,18 3,257 3,691 3,969 4,811

2 Илистая глина 0,35 4,281 5,459 6,290 6,956

3 Слабо аэрируемый грунт 0,48 5,278 7,363 8,945 10,28

4 Болото 0,7 7,521 12,22 16,23 19,85

Таблица 5

Результаты расчета глубины коррозионных повреждений в разных грунтах

Тип грунта Показатель п Время эксплуатации т лет

1 2 3 4 20 22 25 26

Песок грубый 0,18 2,44 2,764 2,974 3,132 4,191 4,262 4,362 4,394

Илистая глина 0,35 2,44 3,11 3,584 3,964 6,973 7,210 7,540 7,645

Слабо аэрируемый грунт 0,48 2,44 3,403 4,134 4,747 10,29 10,78 11,46 11,67

Болото 0,7 2,44 3,964 5,265 6,439 19,90 21,18 23,26 23,91

Это свидетельствует о хорошей сходимости полученных результатов, а уравнения можно рекомендовать для прогнозирования роста глубины коррозионных повреждений. Рост числа коррозионных повреждений для различной глубины рассматривается в главе 4.

В третьей главе приводится методика расчета технического состояния участков газопроводов. Снижение технических характеристик любой инженерной системы связано с факторами морального, ситуационного, нормативно

технического, технико-экономического старения. Причем для некоторых составляющих ее конструкционных элементов этот процесс носит необратимый характер. Это связано с естественным изменением физико-механических характеристик материалов (старением), проявлением заложенных при изготовлении дефектов, износом, наличием постороннего вмешательства.

Поддержание такой системы в работоспособном состоянии осуществляется или последовательной заменой отдельных элементов системы в течение всего срока эксплуатации или ремонтом тех элементов системы, которые не соответствуют заданному уровню надежности, определенному на основании методик и технических средств диагностики. Применение разного типа диагностических устройств позволяет получить достоверную и объемную информацию о состоянии объекта и принять обоснованное решение по поддержанию надежности системы на требуемом уровне. Для газотранспортной системы поддержание ее на требуемом уровне осуществляется заменой труб на дефектных участках, проведением выборочного ремонта или заменой конструкционных элементов и переизоляцией. Целью данной методики является комплексный подход к оценке технического состояния участков газопроводов, позволяющий с большой степенью объективности принять меры, исключающие вероятность отказов и возможный ущерб. Комплексный показатель, включающий в себя балльную характеристику технического состояния участка и возможного ущерба от аварий, используется для ранжирования участков и определения очередности их ремонта. Сопоставление комплексных показателей одного и того же участка до и после ремонта с учетом затрат на ремонт позволяет оценить техническую (по разности комплексных показателей до и после ремонта) и экономическую эффективность проведенных ремонтов.

При эксплуатации возникают и развиваются различные дефекты как под влиянием внешних и внутренних воздействий, так и заложенные на стадии производства труб, процесса строительства из-за несовершенства технологии и других факторов. Большая протяженность магистральных газопроводов предопределяет различие в климатических, гидрогеологических, ландшафтных

условий, а, следовательно, и изменение внешних воздействий в широких пределах. Большое влияние на скорость развития дефектов оказывают особенности трассы и конструкций участков МГ (подводные переходы, характеристика грунтов, наличие электрифицированных железных дорог). Определение текущего технического состояния участков газопроводов позволяет осуществить целенаправленные воздействия для поддержания надежности газопровода и избежать развития обнаруженных дефектов до критических размеров. В дополнение к показателям технического состояния необходимо учитывать риск дальнейшей эксплуатации газопровода, который зависит от тяжести возможных аварий и оценивается в баллах в зависимости от комплекса факторов. В этом случае комплексный параметр позволяет оценить состояние участка как с технической, так и экологической стороны и разработать мероприятия, направленные на улучшение технических и экологических характеристик данного участка. К факторам, которые позволяют оценить техническое состояние участка, относятся: результаты диагностического обследования участков газопроводов; конструктивно-технологические факторы; коррозионные факторы; антропогенные и природные факторы; результаты расчета допустимого рабочего давления. Наиболее важными являются показатели технического состояния участка по результатам диагностического обследования. Факторы, которые используются для расчета величины ожидаемого ущерба от возможных аварий, сгруппированы в три группы: возможный объем потерь газа и площадь загрязнений при аварии, величины ущерба окружающей среде, величины убытков от простоя МГ. Эти группы факторов учитывают тип дефектоскопа, диаметр и длину секций, состояние арматуры, эффективность обнаружения утечек, относительную величину ожидаемых утечек, безопасность населения, наличие подводных переходов, характеристику местности, по которой проходит газопровод.

Концепция определения технического состояния участков газопроводов включает в себя определение технического состояния участка МГ с учетом всех перечисленных ранее факторов.

Порядок определения приоритетности ремонтов участков МГ следующий.

Сбор исходных данных; обработка результатов внутритрубной диагностики; расчет балльной оценки технического состояния участка; расчет балльной оценки в величинах последствий от аварий на этом участке; расчет комплексного показателя участков МГ; оценка приоритетности проведения ремонтов; ранжирование участков МГ; расчет ожидаемых объемов и стоимости ремонтных работ; оценка эффективности проведения работ по разности баллов; оценка удельной стоимости балльной оценки участка МГ.

Блок-схема определения комплексного показателя участка приведена в диссертации.

В четвертой главе приведена методика прогнозирования состояния линейной части трубопровода.

Надежная и долговечная работа линейной части обеспечивает бесперебойную поставку газа как внутри России, так и в ближнее и дальнее зарубежье.

В основу расчетов положены данные инспекции первой и второй ниток газопровода Уренгой-Челябинск, протяженностью 104 км (1269-1373 км) с диаметрами 1420 мм и толщиной стенки 18,7 мм, со сроками эксплуатации 23 и 25 лет. Результаты обследований представлены в диссертации. Последующие расчеты проводились по средним значениям количества дефектов для первой и второй ниток газопровода. Наибольшее число дефектов обнаружено, как и следовало ожидать, в минимальном диапазоне 10-15% от относительной толщины трубы. Для проведения анализа все обработанные дефекты сгруппированы в интервалы с относительным шагом по толщине трубы 5% от 10 до 60% от общей толщины стенки трубы.

Представленный анализ результатов диагностики и имеющиеся в литературе данные показывают, что коррозионные повреждения начинаются лишь после нарушения изоляции, т.к. коррозия под изоляцией в 100 раз меньше коррозии металла под защитной пленкой. Срок службы изоляционных покрытий составляет 25-30 лет и именно в этот период резко возросло количество обнаруженных коррозионных повреждений с минимальной глубиной до 2 мм (10-15 % от

толщины стенки). Причем скорость коррозионных повреждений металла как под покрытием, так и без изоляции подчиняется экспоненциальному закону. Следовательно, и распределение дефектов по глубинам так же подчиняется этому закону. На рис.1 представлены результаты обработки данных дефектоскопических обследований участков газопроводов Уренгой-Челябинск первой и второй ниток.

По оси абсцисс отложен логарифм количества дефектов. Полученные данные были обобщены и позволили получить эмпирическую зависимость роста числа коррозионных повреждений в зависимости от глубины и времени эксплуатации, принимая, что рост наиболее глубоких повреждений, обнаруженных при обследовании, начался с первого года эксплуатации. Общее количество таких дефектов весьма незначительно и составляет 1-3 дефекта на участке Ь=104 км. Следует учитывать, что темп роста глубины коррозии с ростом интервала глубин уменьшается. Полученные результаты обработки данных описываются уравнением:

Ы=ехр(5,1-0,9а+0,11 г), (5)

где 5,1 - эмпирический коэффициент, а - коэффициент, зависящий от интервала глубин, для первого интервала а=0, для второго 2, а для последующих интервалов соответственно 3,4 и т.д., т - время эксплуатации, лет. Далее были проведены расчеты количества дефектов при последующей эксплуатации 30 - 50 лет и получены значения количества дефектов по глубинам при дальнейшей эксплуатации рис. 1 и таблица 6.

Сопоставление фактических и расчетных данных показывает, что достоверность полученных значений составляет 0,96 , а общее количество дефектов, рассчитанных по приведенному уравнению и фактическое, имеет относительную погрешность 0,25% (осредненные значения количества дефектов по времени эксплуатации 24 года). Это уравнение положено в основу прогнозирования роста количества дефектов на глубинах в интервале 30-50 лет. И оказалось, что значительное число дефектов наблюдается в начальном интервале

10% относительной толщины, а на глубинах 50% они составляют на участке 6-8 штук за тридцать лет, за пятьдесят лет 38-40 штук.

Рис 1 Прогнозирование количества коррозионных повреждении по их глубинам на участке газопровода Уренгой-Челябинск Ь=104км (1269-1375), 1, 2 нитка, толщина стенки трубы 18,7. (исходными данными для прогноза приняты результаты диагностических обследований этого участка в 2004 г.)

Классификация аварий линейной части может осуществляться и осуществляется по различным признакам. При построении модели выделяют две группы причин: внешние и внутренние. Внешние причины включают в себя условия прокладки, свойства транспортируемой среды, режимы перекачки и т.п., т.е. причины, принимаемые постоянными при эксплуатации, а внутренние -причины, зависящие от времени эксплуатации. При такой классификации дефектов можно использовать для анализа динамики отказов секций трубопроводов вероятностную модель отказов. Принимаем, что все секции трубопровода находятся в одинаковых условиях эксплуатации. Это позволяет использовать аппарат формально-кинетического анализа и представить функцию отказов в виде следующего дифференциального уравнения:

^-4*,**.С01ЛГ(0 > (6)

где Мт)_чцСЛ0 работоспособных секций трубопровода; - коэффициент, учитывающий влияние на отказ секций трубопроводов причин первой группы (условия прокладки, режимы работы и т.п.); - коэффициент, учитывающий влияние второй группы (коррозионные повреждения металла труб), зависящие от времени эксплуатации. Следовательно, коэффициент к* будет отражать увеличение вероятности отказов, связанных с изменением свойств материала, а в качестве основного принимаются коррозионные повреждения. Коэффициент исходя из предложенных моделей коррозионного повреждения, можно представить в виде:

/с, = ас™ , (7)

Где аист . эмпирические коэффициенты. Сопоставление уравнений (6) и (7)

позволяет преобразовать их и представить уравнение в виде:

+ ^ (8)

Для начала эксплуатации т = 0, тогда Я = _ число секций рассматриваемого участка газопровода, шт. Тогда:

т.е., оказывается, что закон изменения отказов секций газопровода так же как и коррозионные повреждения являются экспоненциальным. В этом случае основной задачей становится определение эмпирических коэффициентов предложенной модели. Они могут быть определены следующим образом с введением

обозначений: " УЫ (а) а(е™ -1) (б)

Эту функцию можно разложить в ряд Тэйлора:

е _ 1 +«т+ л +—+ . (10)

Таблица 6

Сопоставление расчетных и фактических значений количества дефектов участков газопровода Уренгой-Челябинск диаметром 1420 мм, толщиной стенки 3 = 18,7 мм, Ь=104 км, (1269-1373), 2004г.

№ п/п Относит, толщина стенки ° Кол-во дефектов Погрешность кол-ва дефектов Расчетное кол-во дефектов Разность кол.дефектов фактическая и расчетная Относит-я погрешность Прогноз кол-ва дефектов через т лет

нитка 1 25л нитка 2 23г Среднее значение 24г т = 30 лет т= 35 лет т = 40 лет V = 50 лет

1 10-15 1930 1874 1902 7,63 2059 157 +8,25 1808 3134 5432 16318

2 16-20 480 526 503 6,03 416 87 -16,5 735 1274 2208 6634

3 21-25 187 221 204 5,23 187 17 -8,33 299 518 898 2697

4 26-30 117 94 106 4,43 84 22 -20,75 122 211 365 1097

5 31-35 46 60 53 3,63 38 15 -28,30 49 83 148 446

6 36-40 30 30 30 2,83 17 13 -43,33 20 35 60 181

7 41-45 19 9 14 2,03 8 6 -42,86 8 14 24 74

8 46-50 8 3 5,5 1,23 3 7,5 -45,45 3 6 10 30

9 51-55 6 1 3,5 0,43 2 1,5 -42,86 2 3 4 12

10 56-60 - - - - - - 1 2 5

Всего 2823 2818 2821 2814 0,25 3046 5279 9150 27494

Расчет количества дефектов по глубинам осуществляется по уравнению 1Ч=ехр(5,1-0,9а+0,11Т), где а=0 для первого интервала, для второго а=2, для последующих 3, 4 и т.д. \ - время от начала эксплуатации, лет.

Коэффициенты в уравнении (7) можно определить, располагая данными о количестве отказов труб в фиксированные отрезки времени от начала эксплуатации. Это позволяет записать для их определения систему нелинейных уравнений:

у4 = (К + а)тг+^т* = т,

„ . асс . Уп = (/С1 + +—Тп = тп

В этом случае Уг и ^ Это фактические данные по количеству отказов секций труб (их замене) в интервале времени Обозначим

аа

п = /г, + а, р = — „

2 . Запишем для расчета эмпирических коэффициентов

условную функцию вида:

п

и-=и(п,р) = ^т1 (12)

(=1

Получим:

и = + 2Р £ У*т1 + 2Р 2 У1Т1 + п' Е т' + 2ПР Ъ'+?*

£ г-1 1=1 ¿=1 (13)

Минимумы функций позволяют определить требуемые коэффициенты из

уравнений:

=№+"1>/ + рХ^ = 0 (13а)

(136)

Вычисление коэффициентов п и Р осуществляется по известным значениям числа отказов для некоторых (фиксированных) значений времени г,, в качестве которых принимаем интервалы времени эксплуатации от начала ее до момента двух последовательных диагностических обследований. В качестве расчетных

значений принимаем интервалы времени Т, = \9лет и Т' = 23 Получим

уравнение для расчета числа поврежденных секций с течением времени, что позволяет рассчитать число поврежденных секций при последующей эксплуатации и заранее резервировать необходимое их число для капитального ремонта.

В таблице 7 приведено сопоставление фактических и расчетных значений числа секций с прогнозом их повреждений до 50 лет эксплуатации.

Таблица 7

Сопоставление фактических и расчетных значений числа поврежденных

секций

№ п/п Время эксплуатации, лет Логарифмическое 1 Ы отношение ш- N„ Относительное количество повреждений секции —- К Количество поврежденных секций

расч. факт расч. факт расч. факт

1 2 3 4 5 б 7 8

1 19 -2,729 -2,729 0,0653 0,06528 610 609

2 23 -2,5015 -2,502 0,08192 0,08196 764 765

3 30 -2,103 0,1220 1139

4 40 -1,534 0,2556 2013

5 50 -0,79 0,4338 4236

Из результатов сопоставления расчетных и фактических значений числа поврежденных секций оказывается, что погрешность составляет для 19 и 23 лет эксплуатации всего одну секцию, а относительная погрешность составляет 0,2%. Следовательно, это уравнение можно использовать для прогнозирования количества поврежденных секций при последующей эксплуатации и определять объемы и сроки проведения ремонтов линейной части.

Основные выводы 1. Представлены характеристики современного состояния газотранспортных магиистралей России, характеристики аварийности линейной части. Как показывают проведенные расчеты относительная величина интенсивности аварий возрастает и за последние 8 лет увеличение составляет 22^70%, причем

наибольший рост наблюдается у газопроводов диаметром 820 мм. У газопроводов с диаметром 1420 она составила 23,3%, что связано с большим сроком эксплуатации газопроводов малого диаметра. Однако следует ожидать в ближайшие 5+10 лет увеличение интенсивности аварий на газопроводах диаметром 1220,1420 мм.

2. Результаты испытаний образцов труб на действующих газопроводах показали, что химический состав трубных сталей соответствует ГОСТам, механические характеристики снижаются с уменьшением температуры, однако их значения превышают ГОСТовские. Наблюдается изменение прочностных характеристик сталей на 10+25%.

3. Получены полуэмпирические уравнения, позволяющие прогнозировать количество коррозионных повреждений на газопроводах от времени их эксплуатации.

Показано, что при нормальной изоляции коррозионные процессы осуществляются со скоростью в 100 раз меньшей, чем при поврежденной. Установлено, что темп роста глубины коррозионных повреждений имеет нелинейный характер и снижается с их глубиной. За первый год от момента начала коррозии скорость ее составляет около 2,5 мм/год с последующим замедлением.

4. Предложены комплексные критерии оценки состояния участков газопроводов, которые учитывают условия эксплуатации, прокладки, результаты диагностического обследования, показатели оценки риска при возникновении аварий. Наиболее значимыми показателями являются результаты диагностических обследований - удельное количество дефектов, их распределение по глубинам, поверхностные характеристики повреждений изоляции - длина и ширина дефекта.

5. Применение усовершенствованного метода комплексной оценки линейных участков газопроводов с использование балльной шкалы позволяет определить потенциально-опасные из них, ранжировать всю трассу по ним, определять количество и очередность проведения ремонтов и осуществлять прогнозирование технического состояния участков, с расчетом требуемого количества материальных и финансовых затрат.

6. Обработка данных диагностических обследований линейной части внутритрубными диагностическими снарядами позволила установить, что изменение числа повреждений металла труб при длительной эксплуатации имеет экспоненциальный характер. Данные диагностических обследований использованы для определения эмпирической зависимости числа повреждений по глубинам в зависимости от времени эксплуатации.

7. Разработан метод определения количества поврежденных секций в зависимости от времени эксплуатации на основе вероятностной модели отказов линейной части.

8. Полученные эмпирические уравнения могут быть использованы для прогнозирования коррозионных повреждений металла труб и на других участках. Однако в этом случае коэффициенты в уравнении изменяются, что связано с особенностью данного участка, а, в первую очередь, с коррозионной активностью фунтов. В ближайшие 10-И 5 лет следует ожидать резкое увеличение числа повреждений металла труб газопроводов в 10% интервале от толщины стенки, в связи с износом изоляции.

Основные результаты опубликованы в следующих научных трудах

1. Малюшин H.A., Миняйло И.В. Дефектоскопия - путь повышения надежности магистрального газопровода //НТЖ «Строительный вестник Тюменской области», Тюм.ГАСУ. - Тюмень, 2008, - № 1, - С.38-39

2. Миняйло И.В. Определение скорости коррозии металла труб на газопроводе Уренгой-Челябинск // НТЖ «Нефть и газ». Известия вузов, - Тюмень, 2009, - № 6, - С.52-57

3. Малюшин H.A., Миняйло И.В. Методика расчета технического состояния участков газопроводов // НТЖ «Горные ведомости», СибНАЦ, -Тюмень, 2010, - № 1, - С.70-74.

4. Миняйло И.В. Прогнозирование роста числа коррозионных повреждений труб на магистральных газопроводах // НТЖ «Нефть и газ». Известия

]

вузов, - Тюмень, 2010, - № 1, - С.70-74.

5. Малюшин H.A., Миняйло И.В. Прогнозирование количества аварий на участках магистральных газопроводов с опасными дефектами

// НТЖ «Нефть и газ». Известия вузов, - Тюмень, 2010, - № 2, - С.76-80

6. Малюшин H.A., Миняйло И.В. Прогнозирование сроков эксплуатации трубопроводов по фактическому техническому состоянию

// НТЖ «Горные ведомости», СибНАЦ, - Тюмень, 2010, - № 3, - С.74-77.

✓

Фонд содействия развитию научных исследований Подписано к печати 13.11.2010 г. Бумага писчая. Заказ № 429. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР», 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Миняйло, Игорь Витальевич

Введение.

Глава 1. Характеристика газотранспортной системы.

1.1. Анализ состояния газотранспортной системы.

1.2. Факторы, влияющие на разрушение линейной части магистральных газопроводов.

1.3. Оценка последствий аварий линейной части.

Выводы по главе 1.

Глава 2. Оценка механических характеристик труб газопроводов.

2.1. Характеристики трубных сталей.

2.2. Определение допустимого давления в трубах с коррозионными повреждениями.

2.3. Определение скорости коррозионных повреждений металла газопроводов.

Выводы по главе

Глава 3. Методика расчета технического состояния газопроводов.

3.1. Общие положения.

3.2 Комплексные показатели оценки технического состояния.

3.3 Балльная методика оценки технического состояния и качества ремонта участка магистрального газопровода.

3.4 Балльные показатели оценки последствий аварий.

Выводы по главе 3.

Глава 4. Прогнозирование состояния линейной части газопровода.

4.1. Прогнозирование состояния линейной части.

4.2. Вероятностная модель долговечности линейной части.

Выводы по главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование метода прогнозирования технического состояния магистрального газопровода по результатам диагностики"

Актуальные темы диссертации. В России создана и эксплуатируется развитая газотранспортная система (ГТС), насчитывающая более 250 тыс. км.

До последнего времени при ее проектировании придерживались принципа «риск возникновения аварийных ситуаций должен стремиться к нулю», т.е. исключается возможность возникновения аварий. Но как показывает практика, данный принцип является неверным. Так из статистических данных по авариям видно, что количество аварий с течением времени на трубопроводах не только не уменьшается, а наоборот начинает неуклонно возрастать. Причем следует заметить, что возрастает не только количество аварий, но и их тяжесть.

Созданная ГТС включает в себя газопроводы с различными сроками эксплуатации от 40 лет и менее [89, 95].

Как правило, возникновение аварийной ситуации является следствием разрушения газопровода. Одной из особенностей газопроводов является то, что протяженность разрушенных участков измеряется в пределах от десятка до сотни метров. При ликвидации аварий и восстановления работоспособного состояния трубопровода доминирующим фактором, влияющим на величину ущерба от простоя, является время восстановления трубопровода, которое, в свою очередь, складывается из времени на поиски места аварии, подготовку и доставку оборудования и материалов, ликвидации последствий аварий. В связи с этим одним из методов снижения затрат может являться сокращение времени на доставку оборудования и материалов к месту аварии.

С другой стороны, требования к промышленной безопасности объекта возрастают, что приводит к необходимости разработки методики оценки технического состояния газопровода и прогнозирования роста количества и глубины коррозионных повреждений.

Оценка состояния магистральных газопроводов (МГ) является сложной задачей, т.к. она зависит от большого количества факторов, включающих в себя условия прохождения трассы, специфику эксплуатации линейной части, качество строительства и т.д. Следует также учитывать, что параметры газопровода меняются с течением времени, а оценка их состояния и прогнозирование линейной части при дальнейшей эксплуатации позволяет повысить надежность транспорта газа, снизить риски аварий и уменьшить объем ремонтно-восстановительных работ с одновременным снижением и времени»восстановления работоспособности линейной части.

Разработке методов расчета технического состояния участков газопроводов посвящено большое количество работ: И.Г. Абдулина, ХА. Азметова, В.Н. Антипьева, В.Л. Березина, Г.Г. Васильева, А.Г. Гумерова, K.M. Гумерова, P.C. Зайнулина, В.А. Иванова, A.A. Коршака, H.A. Малюшина, O.A. Степанова, Н.Х. Халлыева и ост. Однако ряд аспектов этой проблемы требует своего развития и совершенствования.

Цель работы - совершенствование метода прогнозирования технического состояния линейных участков на базе нелинейной модели коррозионных процессов.

Основные задачи исследования:

1. Сбор, обработка и анализ статистических данных по отказам магистральных газопроводов РФ, оценка техногенных, технических, экономических и экологических последствий аварий;

2. Прогнозирование глубины коррозионных повреждений и их количества для участков газопроводов на основании данных внутритрубных обследований в процессе эксплуатации;

3. Совершенствование комплексного метода оценки технического состояния МГ на базе нелинейной модели коррозионных процессов, включающего в. себя условия прокладки, эксплуатации, результаты диагностического обследования и риска аварий на основе балльных показателей и ранжирования участков для определения очередности проведения ремонтов

4. Разработка метода расчета количества поврежденных секций трубопровода в процессе эксплуатации на базе вероятностной модели отказов линейной части газопровода.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на анализе и статистической обработке материалов диагностического обследования газопровода Уренгой-Челябинск.

В работе использованы численные и вероятностные методы решения задач прогнозирования технического состояния трубопровода и риска аварий в результате коррозионных повреждений и положения теории прочности.

Научная новизна

1.У совершенствован метод оценки технического состояния линейных участков магистрального газопровода на базе балльных показателей.

2. Получены полуэмпирические зависимости, позволяющие прогнозировать рост числа коррозийных повреждений и увеличение их глубины в процессе эксплуатации объекта на базе нелинейной модели.

3.Предложена вероятностная модель для определения числа поврежденных секций газопровода при его эксплуатации.

На защиту выносятся:

• Усовершенствованный метод оценки состояния линейных участков магистрального газопровода, включающий в себя показатели технического состояния и оценку возможного ущерба от аварий на базе балльной оценки всех показателей; ,

• Полуэмпирические зависимости для прогнозирования роста числа коррозионных повреждений и вероятностная модель определения числа поврежденных секций.

Практическая ценность работы

Создан программный продукт для расчета и оценки технического состояния участков МГ с ранжированием их по очередности ремонта.

Предложена программа расчета прогноза роста количества повреждений и глубины коррозионных дефектов с учетом изменения скорости коррозии.

Материалы исследования используются в качестве методических пособий в учебном процессе для специальности 0907 «Проектирование, строительство и эксплуатации нефтегазопроводов и хранилищ».

Обоснованность и достоверность результатов.

В процессе выполнения работ автором использованы основные положения системного анализа, теории вероятностей и риска аварий.

Результаты теоретических исследований по математическим моделям сверялись с известными положениями других исследователей. Сходимость результатов достаточно высока.

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались на научно-практических конференциях и семинарах по проблемам строительства и безопасной эксплуатации объектов трубопроводного транспорта, в том числе на: Второй Международной Конференции «Актуальные проблемы трубопроводного Западной Сибири (ТюмГНГУ, Тюмень, 2008 г.) научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (ГУП «ИПТЭР», Уфа, 2007, 2008, 2009 гг.); научнопрактических конференциях и семинарах кафедры «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов и хранилищ» (ПЭНХ) ТюмГНГУ (2007,2008,2009,2010 гг.); научно-техническом совете ОАО «Институт «Нефтегазпроект» (Тюмень, 2008); научно-практическом семинаре кафедры «Промышленная теплоэнергетика» ТюмГАСУ (Тюмень, 2008 г.).

Публикации

По материалам работы опубликовано 6 статей, в том числе 3 в журнале «Нефть и газ. Известия вузов», реферируемом ВАК РФ.

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 114 наименований. Работа изложена на 120 страницах машинописного текста, включающего 15 рисунков и 50 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Миняйло, Игорь Витальевич

Основные выводы

1. Представлены характеристики современного состояния газотранспортных мистралей России, характеристики аварийности линейной части. Как показывают проведенные расчеты относительная величина интенсивности аварий возрастает и за последние 8 лет, увеличение составляет 22-^70%, причем наибольший рост наблюдается у газопроводов диаметром 820 мм. У газопроводов с диаметром 1420 интенсивность аварий составила 23,3%, что связано с большим сроком эксплуатации газопроводов малого диаметра. Однако следует ожидать в ближайшие

5-^10 лет увеличение интенсивности аварий на газопроводах диаметром 1220, 1420 мм.

2. Результаты испытаний образцов труб на действующих газопроводах показали, что химический состав трубных сталей соответствует ГОСТам, механические характеристики снижаются с уменьшением температуры, однако их значения превышают ГОСТовские. Наблюдается изменение прочностных характеристик сталей на 10-^25%.

3. Получены полуэмпирические уравнения для расчета количества коррозионных повреждений на газопроводах от времени их эксплуатации.

Показано, что при нормальной изоляции коррозионные процессы осуществляются со скоростью в 100 раз меньшей, чем при поврежденной изоляции. Установлено, что темп роста глубины коррозионных повреждений снижается с их глубиной. За первый год от момента начала коррозии скорость ее составляет около

2,5 мм/год с последующим замедлением.

4. Предложены комплексные критерии оценки состояния участков газопроводов, которые учитывают условия эксплуатации, прокладки, результаты диагностического обследования, показатели оценки риска при возникновении аварий. Наиболее значимыми показателями являются результаты диагностических обследований — удельное количество дефектов, их распределение по глубинам, поверхностные характеристики повреждений изоляции — длина и ширина дефекта.

5. Применение усовершенствованной методики комплексной оценки линейной части газопроводов с 10-ти балльной шкалой позволяет определить потенциально-опасные участки, ранжировать всю трассу по ним, определять количество и очередность проведения ремонтов и осуществлять прогнозирование технического состояния участков, с расчетом требуемого количества материальных и финансовых затрат для поддержания технического состояний линейной части на проектном уровне.

6. Обработка данных диагностических обследований линейной части внутритрубными диагностическими снарядами позволила установить, что изменение числа повреждений металла труб при длительной эксплуатации имеет экспоненциальный характер. Данные диагностических обследований использованы для определения эмпирической зависимости числа повреждений по глубинам в зависимости от времени эксплуатации.

7. Разработан метод определения количества поврежденных секций в зависимости от времени эксплуатации, которое имеет аналогичный характер.

8. Полученные эмпирические уравнения могут быть использованы для прогнозирования коррозионных повреждений металла труб и на других участках Однако в этом случае коэффициенты в уравнении изменяются, что связано с особенностью данного участка, а, в первую очередь, с коррозионной активностью грунтов. В ближайшие 10-^15 лет следует ожидать резкое увеличение числа повреждений металла труб газопроводов в 10% интервале от толщины стенки, в связи с износом изоляции.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Миняйло, Игорь Витальевич, Уфа

1. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Мостовой A.B. Коррозионно-механическая стойкость нефтегазовых трубопроводных систем. УФА, из-во «Гилен», 1997, 176с-Рус.

2. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Худяков М.А. Анализ стадий зарождения и развития малоцикловой коррозионной усталости металла магистральных нефтепроводов. / Трубопроводный транспорт нефти. 1999, № 6.-С. 31- 34. - Рус.

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

4. Антипьев В.H., Кривохижа В. Н. Состояние и проблемы трубопроводного транспорта нефти и газа в Западной Сибири // Нефть и газ. Зап. Сиб. : Тез. докл. Междунар. Науч. техн.- конф., Тюмень, 1996. Т. 2 .— Тюмень , 1996 . -С. 98—99.— Рус.

5. Антипьев В.Н., Стояков В.М., Чепурский В.Н., Ченцов А.Н. Методы определения остаточного ресурса нефтепроводов. М.: ТрансПресс, 1995. - 48с.

6. Анучкин М.П., Горицкий В.Н., Мирошниченко Б.И. Трубы для маги стральных трубопроводов М Недра 1986 -231 с.

7. Ахмадуллин K.P., Новосёлов В.Ф. Оценка степени загрязнённости трубопровода по данным эксплуатации. / Научно-информационный сборник «Транспорт и хранение нефтепродуктов». М., ЦНИИТЭнефтехим. - 1997, вып. 10-11. - С.22 - 24. - Рус.

8. Бабич В.К., Гуль Ю.П., Должников И.Е. Деформированное старение стали. М.: Металлургия, 1972. - 320 с.

9. Байхелът Ф., Франкен П. Надежность и техническое обслуживание Математический подход: Пер с нем М.: Радио и связь 1988. - 92 с.

10. Барзилович Е.Ю. Модели технического обслуживания сложных систем. Учебноепособие. М.: Высшая школа, 1982. - 231 с.

11. Белов В.М. Дефектоскопия потенциально опасных участков трубопроводов методом акустической эмиссии // Безопасность труда, 1994, № 7, с.14-17.

12. Белоусов В.Д., Блейхер Э.М., Немудров А.Г., Юфин В.А., Яковлев Е.И. Трубопроводный транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1978. - 407с.

13. Болотин В.В. Применение методов теории вероятностей и теории надежности в расчетах сооружений. -М.: Изд-во литературы построительству, 1971.-255 с. -Рус.

14. Бойко А.М., Дедешко В.Н., Салюков В.В. Состояние эксплуатации и капитального ремонта магистральных газопроводов в 1998г. НТС «Ремонт трубопроводов». М.: ИРЦГазпром, 1999, №1-2, с. 18-25.

15. Бородавкин П.П., Березин B.JI. Сооружение магистральных трубопроводов. Учебник для ВУЗов. 2-е изд., переработанное и дополненное. - М.: Недра, 1987.-471с.

16. Бородавкин П.П., Синюков А.М. Прочность магистральных трубопроводов.-М.: Недра, 1984.— 245 с. —Рус.

17. Будзуляк Б.В., Дедешко В.Н, Салюков В.В. Ремонт линейной части магистральных . газопроводов. М.: «Газовая промышленность», 1999, № 11, с.9-11.

18. Васильев Г.Г., Кленин В.И., Коэтес А. Современные технологии для мониторинга и восстановления трубопроводов. "Нефтяное хозяйство", 1994, №7, с.65-71.

19. Васильев Г.Г., Яковлев Е.И. Вопросы планирования технического обслуживания и : организация ремонта газопроводов. Обз. инф. сер. "Экономика, организация иуправление производством в газовой промышленности". -М.: ВНИИЭгазпром, вып. 8,1989. 57 с.

20. Васильев Г.Г., Яковлев Е.И. Перспективные методы организации ремонтныхработ на основе оценки состояния нефтепроводов. Обз. инф. "Транспорт и хранение нефти". М.: ВНИИОЭНГ, 1989.- 67 с.

21. Влияние времени эксплуатации МГ и рабочего давления газа на физикомеханические характеристики трубной стали 19Г / Н. П. Мочернюк, СМ. КрасневскиЙ, Г. И. Лазаревич и др. // «Газовая промышленность», 1991, №3, с34-36.

22. Вольский М.И. и др. Прочность труб магистральных нефте- и продукто-проводов при статическом и малоцикловом нагружении. М.: ВНИИО-ЭНГ, ТНТО транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1979. - 53 с.

23. Выборнов Б. И. Ультразвуковая дефектоскопия. М.: Металлургия, 1974.320 с.

24. Горохов Е.В., Брудка Я., Лубиньски М., Зюлко E., Королев В.П. Долговечность стальных конструкций в условиях реконструкции. М.: Стройиздат, 1994.-48 с.

25. Гриб В. В. Диагностика технического состояния оборудования нефтегазотехнических производств. М.: 2002.—207 с.267

26. Губин В.Е., Губин В.В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов.- М.: Недра, 1982. 296с. - Рус.

27. Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Гумеров Р.С, Векштейн М.Г. Аварийновосстановительный ремонт магистральных нефтепроводов. М. Недра, 1998.272 с.

28. Гумеров А.Г., Ямалеев K.M., Собачкин А.С. Изменение структуры и напряженного состояния трубных сталей в процессе воздействия ударной волны. Сб. научн. тр. -Уфа: ВНИИСГГГнефть, 1981, вып. 4, с.22-24.

29. Гумеров А.Г., Журавлев Г.В. Оценка уровня надежности системы магистральных нефтепроводов // ОИ сер. «Транспорт и хранение нефти инефтепродуктов» М. ВНИИОЭНГ, 1982-Рус.

30. Гумеров А.Г., Зайнуллин P.C., Ямалеев K.M. и др. Старение труб нефтепроводов. / М. Недра, 1995. - 218 с. - Рус.

31. Гутман Э.М., Амосов Б.В., Худяков М.А. Влияние коррозионной усталости материала нефтепроводов на их надежность // «Нефтяное хозяйство", 1977, №8,с.59-62.

32. Дегтярев В.Н. Прогнозирование времени наступления порывов на нефтепроводе. / Трубопроводный транспорт нефти. 1994, №6. - С. 25 -27.

33. Диагностика и обеспечение работоспособности систем трубопроводного транспорта. 42./ Е.И. Яковлев, В.Д. Куликов, В.Н. Антипьев и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1992.-224С. - Рус.

34. Диагностирование при строительстве магистральных трубопроводов / Яковлев Е.И., Васильев Г.Г., Горелов С.А. и др. // Научно-технический обзор. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИ-ОЭНГ, 1984.-62 с.

35. Екобори Т. Научные основы прочности и разрушения материалов: Пер. с японского. Киев: Наукова думка, 1978. - 352 с.

36. Зб.Завойчинский Б.И. Долговечность магистральных и технологических трубопроводов. М.: Недра, 1992. - 265 с.37.3айцев К.И. О проблеме ремонта и реконструкции нефтегазопроводных зйстем России. «Трубопроводный транспорт нефти». М.: 1994, №3, с.П-14.

37. Зайцев К.И. О старении труб магистральных нефтегазопроводов // Строительство трубопроводов. 1994, №6, с. 2-5.

38. Иванова B.C., Терентьев В.Ф. Природа усталости металлов. М. Металлургия. -1975. - 454 с.

39. Иванцов О.М. «Темный лик» стресс-коррозии // Строительство трубопроводов.1993, №6, с. 10-16.

40. Иванцов O.M. Надежность строительных конструкций магистральных газопроводов. М.: Недра, 1985.- 254 с.

41. Иванцов О.М., Харитонов В.И. Надежность магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1989. 166 с.

42. Иванцова С.Г., Поляков В.А. Об оценке напряженно-деформированного состояния трубопровода при капитальном ремонте с учетом действия продольных сил. НТС «Транспорт и подземное хранение газа».- М.: ИРЦ Газпром, вып. 3, с.10-18

43. Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем. РД-51-2-97. -М.: ИРЦ Газпром, 1997. 48 с.

44. Инструкция по освидетельствованию, отбраковке и ремонту труб в про-цессе эксплуатации и капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов. НПО Союзгазтехнология. ВНИИГАЗ. Москва 1991.-9с.

45. Испытание сталей и сварных соединений в наводороживающих средах // О. И. Стеклов, Н.Г. Бодрихин,- В.М. Кушнаренко и др. М: Металлургия, 1992.-128 с.

46. Коллакот Р. Диагностика повреждений. М.: Мир, 1989. - 516 с.

47. Коллинз Джек А. Повреждение материалов в конструкциях: Анализ, предсказание, предотвращение: Пер. с анг. М.: Мир, 1984. - 624 с.

48. Комфорт А. Биология старения. М.: Мир. 1964. - 364 с.

49. Кофман А. Методы и модели исследования операций. М.: Мир, 1966. -523 с.

50. Краснова Ю.В. Методы определения остаточной прочности трубопроводов // Научно-технический журнал. 1993, № 1, с.5-10.

51. Кузнецов A.A. Надежность конструкции баллистических ракет. М.: Машиностроение, 1978.-256 с.

52. Лившиц Л.С, Левин С. М. Стали для оборудования нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1995. - 287 с.

53. Мазур И.И., Иванцов О.М., Молдованов О.И. Конструктивная надежность и экономическая безопасность трубопроводов. М.: Недра, 1990. -264 с.

54. Короленок А. М. Методология прогнозирования капитального ремонта магистральных газопроводов ИРУ Газпром: М. :-2004. — с.310

55. Малов Е.А., Карнаух H.H., Котельников B.C. и др. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, подконтрольных Г осгортехнадзору России. / Промышленная безопасность. 1996, №3. - С.45 - 51. - Рус.

56. Малюшин H.A., Миняйло И.В. Методика расчета технического состояния участков газопроводов // НТЖ «Горные ведомости», СибНАЦ, Тюмень, 2010, -№ 1,- С.54-57.

57. Малюшин H.A., Миняйло И.В. Прогнозирование количества аварий на участках магистральных газопроводов с опасными дефектами // НТЖ «Нефть и газ» Известия вузов, Тюмень, 2010, - № 2, - С.76-80.

58. Малюшин H.A., Миняйло И.В. Прогнозирование сроков эксплуатации трубопроводов по фактическому техническому состоянию // НТЖ «Горные ведомости», СибНАЦ, Тюмень, 2010, - № 3, - С.74-77.

59. Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозийными дефектами, их ранжирования по степени опасности и определения остаточного ресурса ВРД 39-1/10-004-99 ИРЦГазпром М.: -2000 с. 51

60. Методические рекомендации по прогнозированию ремонта и рекомендации магистральных трубопроводов на основании материалов аэрокосмических съемок трасс. М:-1992 с. 88

61. Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов СТО Газпром. 2-2.3-095-2007. ИРЦ Газпром. М.:-2007-67 с.

62. Методические рекомендации по натурным измерениям напряженного состояния магистральных газопроводов. М.: ВНИИГАЗ, 1985. -43с.

63. Методические рекомендации по оценке работоспособности трубопроводов с дефектами овализации. М.: ВНИИГАЗ, 1996. - 34 с.

64. Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности магистральных газопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 1997.-125 с.

65. Методические указания по освидетельствованию и идентификации стальных труб для газонефтепроводов ВРД 39-1.11-01402000. /Аргасов Ю.Н., Шайхутдинов А.З., Салюков В.В. и др., М.: ИРЦ Газпром, 2000. -120 с.

66. Микаэлян Э. А. Повышение качества, обеспечение надежности и безопасности магистральных газопроводо для совершенствования эксплуатационной пригодности М.:-2001 Изд-во «Топливо и энергетика» С.-639.

67. Миняйло И.В. Определение скорости коррозии металла труб на газопроводе Уренгой-Челябинск // НТЖ «Нефть и газ» Известия вузов, Тюмень, 2009, - № 6 - С. 52-57.

68. Миняйло И.В. Прогнозирование роста числа коррозионных повреждений труб на магистральных газопроводах //НТЖ «Нефть и газ» Известия вузов, Тюмень, 2010, -№ 1, - С.70-74.

69. Митрофанов A.B., Киченко СБ. Оценка максимально допустимого рабочего давления в трубопроводах, повреждённых язвенной коррозией./ Защита от коррозии и охрана окружающей среды. -ВНИИОЭНГ, М.1996, №3-4.-С. 2-7.-Рус.

70. Молесов С.К., Першен А.Н. Надежность газо- и нефтепродуктопроводов и их экологическая безопасность. НТЖ. Защитаот коррозии и охрана окружающейсреды. М, 1996, №3-4 с 10-15. Рус.

71. Мурзаханов Г.Х. Прогнозирование индивидуального остаточного ресурса магистральных трубопроводов // «Строительство трубопроводов». 1994, №5, с.31-35.

72. Мурадов А. В. Трещиностойкость металла труб нефтепроводов. М. Недра, 2001-231с

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

74. Новые подходы к диагностике дефектов в трубопроводах. Трубопроводный транспорт нефти. М. 1996, №5, 37-43 с. Рус.

75. Одинч И.А. Допускаемые напряжения в машиностроении и циклическая прочность металлов. М.: Машгид, 1962. - 375 с.

76. Пол Манделла. Новое в технологии диагностики./по материалам доклада представителя компании British Gas (Великобритания) на конференции по диагностике трубопроводов в Амстердаме.// Трубопроводный транспорт нефти. 1997. - № 1 - с. 31-34. - Рус.

77. Поляков В.Н. Влияние диаметра магистральных трубопроводов на характеристики их долговечности // Газовая промышленность, 1993. №12.021-23.-Рус.

78. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов ВРД 39. 1.10

79. Рекомендации по расчету трубопроводов на долговечность по теории предельных процессов нагружения. Р. 523-83 М. 1989, 47с. Рус.

80. Руководство по анализу результатов внутритрубной инспекции и оценке опасности дефектов ВВД 31-1.10-001-99, М:ОАО Газпром, 1999-16с.

81. Рекомендации по повышению надежности трубопроводов газораспределительных станций. М.: ВНИИГАЗ, 1990. - 43 с.

82. Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с поверхностными повреждениями. М.: ВНИИГАЗ, 1996. - 20 с.

83. Ржаницин А.Р. Теория расчета строительных конструкций на надежность. М.: Стройиздат, 1978. - 237 с.

84. Ржаницын А.Р. Строительная механика. М.: Высшая школа, 1982. -327 с.

85. Салюков В.В., Васильев Г.Г. Романенко СВ. Функциональные и конструктивные аспекты надежности газопроводов. Науч.-техн. сборник "Транспорт и подземное хранение газа". -М.: ИРЦ Газпром, 1998, №5, с.3-13.

86. Салюкова В.В. "Экспериментально-аналитическая оценка надежности линейной части магистральных газопроводов", НТС "Транспорт и подземное хранение газа". М.: ИРЦ Газпром, 2001, №2, с.7-9.

87. Семенов В.Г. Попов М.В., Ильин А.И. Техническое перевооружение и реконструкция. Л.: Лениздат, 1988. - 79 с.

88. Седых А.Д., Елагина О.Ю., Лившиц Л.С. Ударная вязкость металла газопроводных труб./Газовая промышленность.-М.-1998,№2.-С.48-49.~Рус.

89. Серенсен С. В., Когаев В. П., Шнейдерович Р. М. Несущая способность и расчет деталей машин на прочность: Руководство и справочное пособие, 3-е изд. перераб. идоп./ Под ред. С.В.Серенсона. М.: Машиностроение, 1975. 488с. -Рус.

90. Сиратори М., Миеси т., Мацусита X. Вычислительная механика разрушения.1. М.: Мир, 1986.-450 с. '

91. Справочник по концентрации напряжений. Савин Г.Н., Тульчий В.И. -Киев: Вища школа, 1976. 412 с.

92. Старение труб нефтепроводов. А.Г. Гумеров, P.C. Зайнуллин, K.M. Ямалеев и др. М.: Недра, 1987. - 271с. - Рус.

93. Стратегия развития газовой промышленности России. М.: Энерго-атомиздат,1997. 344 с.

94. Тутнов И. А. Подходы к определению срока безопасной эксплуатации магистральных трубопроводов. «Трубопроводный транспорт нефти». М.: 1997, №11, с.9-15.

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

96. Фомичев С.К., Яременко М.А., Ланчаков Г.А., Степаненко А.И. Диагностика напряженного состояния газопроводов. / Газовая промышленность. М. - 1998,№2. - С. 60 - 61. - Рус.

97. Халлыев Н.Х., Салюков В.В., Селиверстов В.Г. и др. Ремонт газонефтепроводов,

98. М.: ИРЦ Газпром. Реферативный сборник, 2001, № 1, с.29. •

99. Хричков В.В. Модели деформирования и разрушения стареющих материалов // Проблемы прочности, 1990, № 4, с.34-37.

100. Цикерман Л. Я. Долгосрочный прогноз опасности грунтовой коррозии металлов. М: Недра, 1966. - 267 с.

101. Чепурский В.Н. Оценка долговечности линейных участков магистральных нефтепроводов.// Трубопроводный транспорт нефти.-1997.- №2.-с. 17-20.-Рус.

102. Черняев К.В. Оценка прочности и остаточного ресурса магистрального нефтепровода с дефектами, обнаруживаемыми внутритрубными инспекционными снарядами // Трубопроводный транспорт нефти. -М.: ТрансПресс, 1995.- №2. -С.8-12. -Рус.

103. Черняев К.В., Белкин A.A. Комплексный подход к проведениюдиагностики магистральных нефтепроводов. / Трубопроводный транспорт нефти. 1999, №6. - С. 24 - 30. - Рус. •

104. Черняев В.Д., Никитина Е.В., Ясин Э.М. Оценка надёжности системы магистральных нефтепроводов. / Нефтяное хозяйство. 1984, №9. с. 44-48. - Рус.

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

106. Яковлев Е.И. Оперативное управление магистральными трубопроводами, техническое обслуживание и ремонт // Итоги науки и техники. Сер. «Трубопроводный транспорт».-М.: ВИНИТИ, 1990.-Т. 13.-С. 63-136.-Рус.

107. Яковлев Е.И., Иванцова С.Г., Шибнев A.B. Расчет и прогнозирование эксплуатационной надежности газотранспортных систем. PC «Транспорт: >наука, техника, управление», М.: ВИНИТИ, 1991, вып.1, с. 17-19.

108. Ясин Э.М., Березин В.Л., Расщепкин К.Е. Надежность магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1972. - 184 с.

109. American National Standard/ ANSI / ASME В. 31.8. Gas Transmission and

110. Distribution. Piping Systems.

111. American National Standard. ANSI / ASME D 31.4. Liquid Transportation Systems for Hydrocarbons, Liquid Petroleum Gas. Anhydrous Ammonia, and Alcohols.

112. American National Standard. ASME B 31G/ Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines A Supplement to 1331, Code for Pressure Piping.

113. British Standard. CP 2010: Part 2: Pipelines Design and Construction of Steel Pipelines in Land.

114. Canadian Standard. CAN / CSA- Z 183. Oil Pipe Transportation Systems.