Методы прогнозирования работоспособности фонтанных арматур газодобывающих скважин в условиях Севера тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.02.13, кандидат наук Ерехинский, Борис Александрович

• Ерехинский, Борис Александрович
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Ерехинский, Борис Александрович

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ КОНСТРУКЦИЙ, УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ И СТАТИСТИКИ ОТКАЗОВ ФОНТАННЫХ АРМАТУР ПРИ ДЛИТЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПО ФАКТИЧЕСКОМУ ТЕХНИЧЕСКОМУ СОСТОЯНИЮ

1.1 Конструктивное, материальное исполнение и условия эксплуатации

1.2 Научно-методические основы организации эксплуатации по фактическому техническому состоянию

1.3 Статистика диагностирований и отказов

1.4 Постановка научной задачи, цели и задач исследования

2 ОБОСНОВАНИЕ ДИАГНОСТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ И АЛГОРИТМОВ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ФОНТАННЫХ АРМАТУР ПО МЕХАНИЗМАМ СНИЖЕНИЯ ПЛАСТИЧНОСТИ И РАСТРЕСКИВАНИЯ МЕТАЛЛА

2.1 Алгоритм метода контроля технического состояния и прогнозирования работоспособности

2.2 Алгоритмы метода определения объема выборок элементов фонтанных арматур и проведения их выборочного лабораторного неразрушающего и разрушающего контроля

2.3 Модели анализа растрескивания сечения стенки с исходным концентратором (дефектом) и прогнозирования остаточного ресурса на основе анализа кинетики снижения пластичности и растрескивания

металла

3 РАСЧЕТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДИАГНОСТИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ И КРИТЕРИЕВ ПРЕДЕЛЬНОГО СОСТОЯНИЯ

3.1 Выбор типовых элементов фонтанных арматур для лабораторного контроля

3.2 Определение высоконагруженных конструктивных концентраторов напряжений

3.3 Неразрушающий и разрушающий контроль выборок типовых элементов. Определение параметров конструктивных концентраторов и дефектов

3.4 Определение, оценка соответствия нормируемых свойств и анализ кинетики снижения пластичности металла

3.5 Определение критерия трещинообразования (разрушающей пластической деформации) - в сечении стенки с дефектом

100

4 РАЗРАБОТКА ПРОГРАММНО-МЕТОДИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ И

АПРОБАЦИЯ МЕТОДОВ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ФОНТАННЫХ АРМАТУР ПРИ ИХ ДИАГНОСТИРОВАНИИ

4.1 Нормативно-методическое и программное обеспечение

4.2 Неразрушающий контроль в полевых условиях

4.3 Расчет остаточного ресурса, определение возможности, сроков и

условий продления эксплуатации

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методы прогнозирования работоспособности фонтанных арматур газодобывающих скважин в условиях Севера»

ВВЕДЕНИЕ

Северные нефтегазоконденсатные месторождения Западной Сибири имеют стратегическое промысловое значение для России на долгосрочную перспективу. В настоящее время на их долю приходится до 70% разведанных запасов газа, газового конденсата (нефти) месторождений Группы Газпром [1 -3 и др.]. Количество газодобывающих скважин этих месторождений составляет более 6 тыс. Для герметизации, контроля и управления работой скважин в их конструкции применяются фонтанные арматуры, состоящие из элементов различных производителей и типов-размеров. Среднее количество элементов фонтанных арматур на скважинах достигает порядка 130 тыс. Элементы фонтанных арматур являются одними из самых сложных и потенциально опасных технических устройств [4 - 10 и др.]. Надежность фонтанных арматур определяет надежность и эффективность эксплуатации скважин и газодобывающих предприятий в целом [11 - 14 и др].

Исследованиями установлено, что к настоящему времени наработка большей части фонтанных арматур (около 80%) превосходит проектный срок эксплуатации. С целью продолжения их дальнейшей эксплуатации по фактическому техническому состоянию они в соответствии с законодательными и нормативными требованиями [15 - 20 и др.] прошли неоднократное диагностирование и экспертизу промышленной безопасности. По мере увеличения наработки, количество таких элементов фонтанных арматур увеличивается. Анализ статистики и причин отказов элементов фонтанных арматур показывает, что при их длительной эксплуатации в низкотемпературных климатических условиях Севера происходит нарушение их работоспособности за счет снижения пластичности и растрескивания металла [21 — 24]. Этим создается высокий риск хрупких разрушений элементов фонтанных арматур с причинением тяжкого вреда для жизни и здоровья людей, объектов и окружающей среды.

Существующие методы диагностирования фонтанных арматур не позволяют контролировать и оценивать соответствие текущих (фактических)

характеристик пластичности нормативным требованиям, анализировать их изменение за период эксплуатации и прогнозировать остаточный ресурс по механизмам снижения пластичности и растрескивания металла.

Разработка новых методов прогнозирования работоспособности элементов фонтанных арматур газодобывающих скважин в условиях Севера является актуальной научно-практической задачей. Ее решение позволит обосновывать сроки продолжения дальнейшей эксплуатации элементов фонтанных арматур, предупреждать их хрупкие разрушения, и, тем самым, повысить безопасность и эффективность эксплуатации объектов газодобывающих предприятий.

Исследования и разработки по прогнозированию работоспособности фонтанных арматур соответствуют "Перечню приоритетных научно-технических проблем ОАО "Газпром" на 2011-2020 годы" [25], (п. 3.1) предусматривающему разработку технологий, технических средств и организационных мероприятий, направленных на повышение безопасности производственного комплекса ОАО "Газпром" (экологической, промышленной, информационной, от противоправных действий и др.).

Цель работы: Разработка методов прогнозирования работоспособности элементов фонтанных арматур газодобывающих скважин, длительно эксплуатируемых в низкотемпературных климатических условиях Севера, для обоснования сроков продолжения их эксплуатации при диагностировании и предупреждения хрупких разрушений.

Задачи работы:

1. Анализ статистики диагностирований и отказов элементов фонтанных арматур газодобывающих скважин северных месторождений Западной Сибири.

2. Обоснование методов прогнозирования работоспособности элементов фонтанных арматур по механизмам снижения пластичности и растрескивания металла.

3. Расчетно-экспериментальное определение диагностических параметров, критериев предельного состояния по механизмам снижения пластичности и растрескивания металла и кинетики их изменения.

4. Разработка программно-методического обеспечения и апробация методов прогнозирования работоспособности элементов фонтанных арматур при их диагностировании.

Объект исследования - фонтанные арматуры газодобывающих скважин северных нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири.

Предмет исследования - причины непрогнозируемого нарушения работоспособности, закономерность снижения пластичности и растрескивание металла фонтанных арматур газодобывающих скважин при их длительной эксплуатации по фактическому техническому состоянию в низкотемпературных условиях Севера.

Методы исследования. Методы неразрушающего контроля в полевых и в лабораторных условиях, методы разрушающего контроля и механических испытаний металла, лабораторных исследований его структуры, стандартизованные методы статистического анализа экспериментальных данных и анализа надёжности по фактическим данным об эксплуатационных отказах, нормативные методы расчётов на прочность и сопротивление хрупкому разрушению, анализ напряжённо-деформированного состояния методом конечных элементов, методы математического моделирования и прогнозирования.

Научная новизна. Установлено, что причинами непрогнозируемого нарушения работоспособности элементов фонтанных арматур, длительно эксплуатируемых в низкотемпературных климатических условиях Севера, является растрескивание металла из-за снижения его пластичности (от 10 до 60% за 20 лет эксплуатации) в зонах конструктивных концентраторов и исходных дефектов при деформировании от воздействия рабочих нагрузок.

Разработаны методы прогнозирования работоспособности элементов фонтанных арматур с применением выборочного лабораторного неразрушающего и разрушающего контроля их типовых элементов, критерия разрушающей пластической деформации поверхностного слоя металла с

исходным концентратором, анализа кинетики снижения пластичности и растрескивания металла.

Обоснованы расчетно-экспериментальные методы анализа кинетики снижения пластичности металла элементов фонтанных арматур, определения его разрушающей пластической деформации и ресурса до начала растрескивания, технология неразрушающего контроля элементов фонтанных арматур в полевых условиях для выявления растрескивания их металла.

Защищаемые положения:

- обоснование причин непрогнозируемого нарушения работоспособности элементов фонтанных арматур при их длительной эксплуатации по фактическому техническому состоянию в низкотемпературных климатических условиях Севера;

- теоретическое обоснование методов прогнозирования работоспособности элементов фонтанных арматур с применением выборочного лабораторного неразрушающего и разрушающего контроля их типовых элементов, критерия разрушающей пластической деформации, анализа кинетики снижения пластичности и растрескивания металла;

- расчетно-экспериментальное обоснование методов анализа кинетики снижения пластичности металла элементов фонтанных арматур, определения его разрушающей пластической деформации и ресурса до начала растрескивания, технологии неразрушающего контроля элементов фонтанных арматур в полевых условиях.

Достоверность и обоснованность научных результатов исследований определяется применением общепризнанных методологических основ диагностики и неразрушающего контроля, оценок технического состояния, прочности и ресурса технических систем, механики упругопластического деформирования и разрушения элементов конструкций, математической статистики и теории прогнозирования, а также полевыми и лабораторными исследованиями, механическими испытаниями металла, анализом фактической статистики отказов репрезентативной выборки длительно эксплуатировавшихся

(более 20 лет) фонтанных арматур. Применением метрологически поверенного испытательного оборудования и аттестованных методик, сертифицированных и верифицированных пакетов компьютерных программ статистического анализа данных, несущей способности и математического моделирования (MathCad, Statistica, Cosmos/M).

Практическая значимость и реализация результатов работы.

Практическую значимость представляют научно обоснованные методы прогнозирования работоспособности элементов фонтанных арматур при их диагностировании по механизмам охрупчивания и растрескивания металла и программно-методическое обеспечение для практического применения этих методов. Внедрение разработок позволяет определять срок и условия продолжения эксплуатации элементов фонтанных арматур, сохранивших работоспособность и имеющих запас ресурса, предупреждать внезапные высокорисковые хрупкие разрушения и, тем самым, повысить безопасность и эффективность продолжения их эксплуатации по фактическому техническому состоянию.

Разработанные и апробированные технические решения реализованы в положениях отраслевого нормативного документа Системы стандартизации ОАО «Газпром» - Р Газпром 2-3.3-732-2013 «Техническое диагностирование фонтанных арматур и оборудования устья скважин», а также в положениях стандарта организации ОАО «Техдиагностика» - СТО-НК.И-222 «Инструкция по неразрушающему контролю сплошности металла высоконагруженных конструктивных концентраторов напряжений и прогнозированию работоспособности элементов фонтанных арматур газодобывающих скважин для предупреждения их хрупких разрушений» [153].

Разработки применяются в газодобывающих предприятиях ОАО «Газпром» и в экспертной специализированной организации ОАО «Техдиагностика» при диагностировании элементов фонтанных арматур скважин северных месторождений Западной Сибири для определения сроков, условий продления их эксплуатации, планирования ремонтов и замен.

В результате их применения проконтролированы элементы фонтанных арматур 94-х скважин Комсомольского, Уренгойского и Ен-Яхинского газовых месторождений, выявлено 65 трещин в корпусах 28-ми элементов, которые были оперативно выведены из эксплуатации и предупреждены их возможные хрупкие разрушения с негативными последствиями.

Для остальных элементов фонтанных арматур выполнены расчеты остаточного ресурса по механизмам снижения пластичности и растрескивания металла, определены сроки проведения их периодических контролей, очередных диагностирований, ремонтов и замен.

Экономический эффект от внедрения разработок составил 34,2 млн. руб. за счет предупреждения хрупких разрушений элементов фонтанных арматур, экономии затрат на устранение их возможных негативных последствий и продления сроков эксплуатации элементов фонтанных арматур, имеющих требуемые запасы работоспособности.

Апробация работы. Основные результаты работы доложены на: Международных деловых встречах Диагностика-2009, Диагностика-2011 и Диагностика-2013; Межрегиональной научно-технической конференции «Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири»; VIII и IX Международных научно-технических конференциях «Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред» (г. Оренбург, 2010, 2012) и др. научно-технических конференциях и семинарах.

Публикации по теме. По теме диссертации опубликовано 24 научных работ, из них 14 в ведущих рецензируемых научных журналах, входящих в «Перечень ...» ВАК Минобрнауки РФ, одна монография.

Диссертация состоит из введения, четырёх глав и заключения; изложена на 162 страницах; содержит 79 рисунков, 26 таблиц и список использованных источников из 174 наименований.

1 АНАЛИЗ КОНСТРУКЦИЙ, УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ И СТАТИСТИКИ ОТКАЗОВ ФОНТАННЫХ АРМАТУР ПРИ ДЛИТЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПО ФАКТИЧЕСКОМУ ТЕХНИЧЕСКОМУ СОСТОЯНИЮ

1.1 Конструктивное, материальное исполнение и условия эксплуатации

Северные нефтегазоконденсатные месторождения Западной Сибири -Надым-Пур-Тазовского региона и полуострова Ямал - по запасам углеводородного сырья для России и ОАО «Газпром» имеют стратегическое промысловое значение для добычи газа, газового конденсата (нефти) на долгосрочную перспективу [1 - 3 и др.].

В результате проведения геолого-разведывательных работ в этом регионе предприятиями ОАО «Газпром» планируется прирастить порядка 1,3 млрд. т. у.т., что позволяет прогнозировать уровень добычи, компенсирующий падающую добычу, в пределах 40 млрд. м3 газа в год [3].

Разработка и эксплуатация северных месторождений сопряжена с воздействием сложных природно-климатических условий, в том числе воздействием низких (отрицательных) температур до -60°С.

На рисунке 1.1 представлена схема территориального положения Северных нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири и распределение минимальных климатических температур по территории, на которой они располагаются.

На схеме рисунка 1.1 нанесены значения абсолютных минимальных зарегистрированных температур воздуха, по данным [26, 27].

Разработку и эксплуатацию Северных газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири осуществляют дочерние газодобывающие общества ОАО «Газпром» - ООО «Газпром добыча Ноябрьск», ООО «Газпром добыча Уренгой», ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпром добыча Ямбург». Исследованиями установлено, что в составе этих месторождений эксплуатируются более 6 тысяч газодобывающих скважин.

п-ов

ЯМАЛ

Заполярное

Русмое

УРЕНГОЙ

САЛЕХАРД

НАДЫМ

Мурплемоемое

Новогоднее

РЕГИОН

КАРСКОЕ МОРЕ

Действующие газопроводы

Проектируемые

или строящиеся газопроводы

Лимиградсык

-53 X ^ / V/ \ Г^

Рисунок 1.1- Схема территориального (географического) положения

нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири и минимальные

климатические температуры: -58 - минимальная климатическая температура, °С

Обобщенные сведения о количестве скважин северных месторождений, а также о сроках их эксплуатации представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1- Сведения о количестве и сроках эксплуатации скважин северных месторождений Западной Сибири

Наименование месторождения Тип месторождения Год начала добычи Срок эксплуатации, лет Количество скважин

Уренгойское Нефтегазоконденсатное 1978 35 1910

Ен-Яхинское Нефтегазоконденсатное 1985 28 461

Песцовое Нефтегазоконденсатное 2004 9 192

СевероУренгойское Газовое 1987 26 159

Продолжение таблицы 1.1

Наименование месторождения Тип месторождения Год начала добычи Срок эксплуатации, лет Количество скважин

Ямбургское Нефтегазоконденсатное 1986 28 1506

Заполярное Нефтегазоконденсатное 2001 12 629

Медвежье Нефтегазоконденсатное 1972 41 356

Юбилейное 11ефтегазоконденсатное 1992 21 122

Бованенковское Нефтегазоконденсатное 2012 1 219

Ямсовейское Газоконденсатное 1997 16 140

Вынгапуровское Газовое 1978 35 82

Комсомольское Газовое 1993 20 195

Западно-Таркосалинское Нефтегазоконденсатное 1996 17 115

Губкинское Газовое 1999 14 111

Вынгаяхинское Газовое 2003 10 41

Еты-Пуровское Газовое 2004 9 115

Всего: 6 353

Выполнен анализ сведений о сроках эксплуатации скважин северных месторождений. В таблице 1.2 представлены результаты анализа в виде распределения количества скважин по срокам их эксплуатации в градациях: менее 10 лет; от 10 до 20 лет; от 20 до 30 лет; от 30 до 40 лет; более 40 лет. Исследованиями установлено, что более 60% скважин находятся в эксплуатации более чем 20 лет, более 30% имеют срок эксплуатации более 30 лет (см. табл. 1.2).

Эксплуатационные скважины являются технически сложными сооружениями, их совокупность представляет собой эксплуатационный фонд скважин, стоимость которого составляет до 75-ь80% стоимости всего технического оснащения современного промысла [28 - 31 и др.]. Нарушение целостности и работоспособности эксплуатационных скважин приводит к прекращению их эксплуатации, к неизбежному уменьшению добычи нефти и газа, что делает необходимым выполнение так называемого капитального

ремонта скважин - процесса длительного и трудоёмкого, требующего больших инвестиций. Стоимость ремонта скважины часто соизмерима, а иногда одинакова со стоимостью её сооружения. Надежность фонтанных арматур определяет надежность и эффективность эксплуатации скважин и газодобывающих предприятий в целом [11 - 14 и др].

Таблица 1.2 - Сведения о распределении количества скважин северных месторождений по срокам эксплуатации

Наименование месторождения Распределение количества скважин по срокам эксплуатации

менее 10 лет 10-20 лет 20 - 30 лет 30-40 лет более 40 лет

Уренгойское — — — 1910 —

Ен-Яхинское — — 461 — —

Песцовое 192 — — — —

Северо-Уренгойское — — 159 — —

Ямбургское 364 551 591 — —

Заполярное 313 316 — — —

Медвежье — — — — 356

Юбилейное — — 122 — —

Бованенковское 219 — — — —

Ямсовейское — 140 — — —

Вынгапуровское — — — 82 —

Комсомольское —■ — 195 — —

Западно-Таркосалинское — 115 — — —

Губкинское — . 111 — — —

Вынгаяхинское ■— 41 — — —

Еты-Пуровское 115 — — — —

Всего: 1203 (19%) 1274 (20%) 1528 (24%) 1992 (31%) 356 (6%)

Поэтому долговечность скважины должна соответствовать периоду разработки продуктивного пласта, как правило, не менее ЗО-ИО годам. Отсюда вытекает главное требование к качеству оборудования, используемого в эксплуатационной скважине, - его надежность [28, 31 и др.].

На скважинах, обладающих достаточно высоким давлением на забое и запасом пластовой энергии, и, обеспечивающих подъем пластового флюида с забоя на земную поверхность за счет фонтанирования, устанавливаются фонтанные арматуры [28]. Для герметизации, контроля и управления работой скважин в их конструкции применяется фонтанная арматура, состоящая из комплекта последовательно соединенных элементов различных типов — колонных и трубных головок, спец. фланцев (адаптеров), задвижек, крестовин, переводников (буферов), промежуточных и глухих фланцев. Был выполнен сбор данных о конструкциях около 6000 фонтанных арматур скважин северных месторождений. По результатам анализа этих данных, на скважинах установлены элементы фонтанных арматур, с условными размерами проходного сечения от 2 до 13 дюймов (50 - 350 мм), на давления 14, 21, 35 МПа, отечественных и зарубежных производителей, таких как: UPETROM (Румыния), Breda Fucine (Италия), Hubner-Vamag (Австрия), заводы им. «Лейтенанта Шмидта» и им. «П. Монтина» (Азербайджан, г. Баку), Нефтегаздеталь (г. Воронеж), DKG-EAST (Венгрия), Воронежский механический завод (г. Воронеж), FMC (США) и др..

По результатам анализа сведений о производителях и количестве фонтанных арматур, эксплуатируемых на скважинах северных месторождений, составлена таблица 1.3. Приведённые в ней обобщающие данные показывают, что наибольшее количество фонтанных арматур (80%) приходится на ряд производителей: заводы им. «Лейтенанта Шмидта» и им. «П. Монтина» (37%); Воронежский механический завод (27%), DKG-EAST (16%), прочие производители - 20%.

Таблица 1.3 — Производители и количество элементов фонтанных арматур,

эксплуатируемых на скважинах северных месторождений

Наименование производителей Количество фонтанных арматур,

фонтанных арматур находящихся в эксплуатации

Breda Fucine, Италия 88 (2%)

DKG-EAST, Венгрия 908 (16%)

FMC, США 32 (> 1%)

Ilubner-Vamag, Австрия 65 (1%)

IKS, Япония 106(2%)

Malbranque, Франция 173 (3%)

Корвет, г. Курган 207 (4%)

заводы им. «Лейтенанта Шмидта» и им. «П. Монтина», г. Баку 2195 (37%)

Воронежский механический завод, г. Воронеж 1636 (27%)

Нефтегаздеталь, г. Воронеж 263 (5%)

UPETROM, Румыния 124 (2%)

Всего: 5797

Внешний вид типовой комплектации на примере фонтанной арматуры ЦРЕТЯОМ Румынского производства представлен на рисунке 1.2, где: 1 -колонная головка; 2 - трубная головка; 3 — спец. фланец; 4 - коренная задвижка; 5 — центральная задвижка; 6 - крестовина; 7 - буферная задвижка; 8 -переводник (буфер); 9 - контрольная задвижка со стороны шлейфа; 10 и 13-промежуточные фланцы; 11-рабочая задвижка со стороны шлейфа; 12-рабочая задвижка со стороны резерва; 14 - контрольная задвижка со стороны резерва; 15 и 16 - контрольные затрубные задвижки; 17-затрубная задвижка под манометр; 18 - глухой фланец; 19 - межколонная задвижка.

С учетом того, что в составе комплекта фонтанной арматуры одной скважины применяется до 20 элементов, среднее их количество на скважинах северных месторождений достигает порядка 130 тыс. единиц.

Исследованиями материального исполнения элементов фонтанных арматур установлено, что они изготовлены из литых и кованых заготовок, из углеродистых, низколегированных, нержавеющих сталей и коррозионностойких сплавов.

Рисунок 1.2 - Комплект фонтанной арматуры ЦРЕТГЮМ на скважине

Анализ условий эксплуатации скважин северных месторождений Западной Сибири с наработкой > 20 лет показал, что в процессе эксплуатации элементов фонтанных арматур их металл подвержен деформированию от воздействия внутреннего рабочего давления до 4 МПа и выше (см. рис. 1.3 а), при климатических температурах от -60 до +40°С и испытывает эрозионное воздействие потоков рабочих сред в широком диапазоне дебетов скважин (см. рис. 1.3 б).

7% 19% 18%

а) б)

Рисунок 1.3 - Распределения фонтанных арматур: а) - по фактическому

рабочему давлению, МПа; б) - по дебету скважины, тыс. м3

Требования к конструкции, компоновкам, материальному исполнению, правилам контроля и эксплуатации фонтанных арматур газодобывающих скважин установлены положениями [32 - 34 и др.].

1.2 Научно-методические основы организации эксплуатации по фактическому техническому состоянию

Обзор существующих научно-технических решений по обеспечению безопасной и эффективной эксплуатации нефтегазового оборудования по фактическому техническому состоянию, в т.ч. фонтанных арматур газодобывающих скважин, выполнен на основе анализа работ известных ученых и специалистов в областях неразрушающего контроля и диагностирования, оценки прочности, надежности и ресурса нефтегазового оборудования с учетом повреждений технологического и эксплуатационного происхождения, в их числе JT.P. Ботвиной, С.Н. Барышова, А.Н. Бочарова, Б.С. Вольфсона, М.М. Гаденина, В.М. Горицкого, В.А. Емелькиной, Е.Е. Зорина, В.Н. Ивановского, И. Каримова, В.В. Клюева, И.Н. Кургановой, В.М. Кушнаренко, И.Р. Кузеева, H.A. Махутова, Ю.Г. Матвиенко, В.В. Москвичева, A.B. Митрофанова, A.M. Лепихина, П.А. Овчинникова, Б.Р. Павловского, В.Н. Пермякова, В.В. Салюкова, В.Н. Сызранцева, Г.М. Хажинского, В.В. Харионовского, О.Ф. Чернявского, А.О. Чернявского и др..

Анализ результатов исследований и разработок в этой области выполнен по материалам изложенным в трудах [6, 35 - 57 и др.].

Результаты исследований автора по оценке и обеспечению безопасной работоспособности и эксплуатации фонтанных арматур отражены в работах [7-10, 14,21 -24,58-73].

Для фонтанных арматур скважин северных месторождений их производителями был определен исходный — первоначально назначенный -

проектный срок их эксплуатации 10-15 лет. Учитывая текущий срок эксплуатации скважин (см. табл. 1.2), к настоящему времени около 65% фонтанных арматур прошли диагностирования и экспертизу промышленной безопасности с целью продления сроков их дальнейшей эксплуатации по фактическому техническому состоянию, около 50% фонтанных арматур прошли диагностирования от 2 до 4 раз. Наглядное распределение фонтанных арматур по количеству диагностирований представлено на рисунке 1.4.

Рисунок 1.4 - Диаграмма распределения фонтанных арматур по количеству диагностирований с целью продления сроков их эксплуатации

Анализ сведений о количестве диагностирований фонтанных арматур северных месторождений (см. рис. 1.7, разд. 1.3) показывает, что ежегодное количество фонтанных арматур, подлежащих диагностированию может составлять от 400 до 800 ед.. По мере увеличения наработки количество фонтанных арматур, подлежащих диагностированию с целью продления сроков их эксплуатации по фактическому техническому состоянию продолжает увеличиваться. Наряду с увеличением количества фонтанных арматур, подлежащих диагностированию, прогнозируется увеличение количества их диагностирований - до пяти и более раз.

4 продления Без продлений

25% 35%

2 продления 17%

Замена такого количества фонтанных арматур, выработавших проектный срок эксплуатации, потребует весьма высоких инвестиций и нерациональна. В подавляющем большинстве эти фонтанные арматуры даже после длительной эксплуатации продолжают обладать требуемыми запасами работоспособности и ресурса, позволяющими продолжать их дальнейшее надежное и эффективное использование. Как показывает анализ, замена элементов фонтанных арматур при достижении ими проектного срока службы носит исключительный характер (не более 1 - 5%) (см. рис. 1.9, разд. 1.3).

Решением задачи обоснования продления эксплуатации нефтегазового оборудования, выработавшего проектный ресурс и сохранившего работоспособность, ученые и специалисты ОАО "Газпром" занимаются на протяжении последних более 20 лет. К примеру, одно из первых продлений сроков эксплуатации было выполнено по оборудованию технологических объектов Оренбургского газоперерабатывающего завода в начале 90-х годов прошлого столетия [6, 36, 39, 41]. В последующие годы учеными и специалистами Российской академии наук (ИМАШ РАН, ИМЕТ РАН и др.), отраслевых институтов (ВНИИГАЗ, ВНИИНЕФТЕМАШ и др.), эксплуатирующих предприятий (ООО "Газпром добыча Оренбург", ООО "Газпром добыча Астрахань", ООО "Газпром добыча Уренгой", ООО "Газпром добыча Ямбург", ООО "Газпром добыча Надым" и др.) и экспертно-диагностических организаций (ОАО "Техдиагностика", ИФДМ и др.) накоплен колоссальный позитивный опыт исследований и разработок в области оценки состояния нефтегазового оборудования выработавшего проектный срок эксплуатации, обоснования, разработки и принятия мер и мероприятий, компенсирующих воздействие факторов снижения его работоспособности, безопасности (безотказности) и эффективности эксплуатации.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Ерехинский, Борис Александрович, 2014 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ источников

1. Газпром в вопросах и ответах - сайт http://gazpromquestions.ru/.

2. Газпром в цифрах 2008 - 2012 гг. Справочник (http://www.gazprom.ru/f7posts/30/948971 /gazprom-reference-figures-2008-2012-rus.pdf).

3. Развитие сырьевой базы газонефтедобычи ОАО Газпром в северных районах Надым-Пур-Тазовского региона и на Гыдане до 2030 года / Данилевский С.А., Сивков С.Н., Скоробогатов В.А., Извеков И.Б. // Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. - М., 2010. - С. 8-11.

4. Барышов С.Н. Вероятностная оценка работоспособности и ресурса фонтанных арматур скважин для добычи сероводородсодержащих нефти и газа // Нефтепромысловое дело. №5 2008. С. 42 - 45.

5. И. Каримов. Анализ результатов диагностики нефтепромыслового оборудования на примере устьевой арматуры, отработавшей нормативный срок // Диагностика и ремонт. №5 (74) 2011. С. 83 - 85.

6. Митрофанов A.B. Методы управления состоянием технологического оборудования по критериям вероятности и риска отказа. - М.: Недра, 2007. -384 с.

7. О результативности корректирующих и предупреждающих действий по снижению техногенного риска на опасных производственных объектах на примере применения международных стандартов / Ерехинский Б.А., Минлика-ев В.З., Полозов В.А., Халиков P.P. // Безопасность труда в промышленности. -2010.-№2. -С. 51-56.

8. Эффективность диагностирования и ремонта основных фондов в снижении риска аварий для газодобывающих предприятий (на примере основного технологического оборудования) / Ерехинский Б.А., Филиппов А.Г., Митрофанов A.B., Барышов С.Н. // Наука и техника в газовой промышленности. -2010.-№3 (43).-С. 108-115.

9. Ерехинский Б.А., Минликаев В.З. Диагностика технического состояния и остаточного ресурса основных фондов газодобывающих предприятий ОАО «Газпром» // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2012. - № 4. - С. 22 - 25.

10. Диагностика и результативность ремонта фонтанной арматуры газовых скважин / Филиппов А.Г., Ерехинский Б.А., Полозов В.А., Пономорен-ко Д.В. // Приложение «Ремонт объектов газотранспортной системы» к журналу «Газовая промышленность». - 2012. - №12. - С. 97 - 101.

11. Мельников A.B. Анализ рисков эксплуатации объектов добыча и подготовки газа на месторождениях Крайнего Севера (на примере Бованенковского НГКМ). Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук. - Москва, 2009 г.

12. Кравцов A.B. Проблема оценки вероятности и риска отказа по результатам диагностирования и ремонта фонтанной арматуры добывающих скважин сероводородсодержащего газа (нефти) // Вестник ОГУ. №16 (135) 2011. С. 55-58.

13. Овчинников П.А. Совершенствование методов предупреждения чрезвычайных ситуаций при эксплуатации фонтанных арматур скважин сероводородсодержащего природного газа. Диссертация на соискание ученной степени кандидата технических наук. - Москва, 2004 г.

14. Оценка и прогнозирование ресурса и риска сверхпроектной эксплуатации основных фондов газодобывающих предприятий (на примере оборудования объектов сероводородсодержащих месторождений) / Ерехинский Б.А., Филиппов А.Г., Митрофанов A.B., Барышов С.Н. // Газовая промышленность. -2012. № 1.-С. 40-45.

15. Федеральный Закон от 21.07.1997. №116-ФЗ. «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

16. Федеральный закон от 27.12.2002. №184-ФЗ «О техническом регулировании».

17. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» (Утв. Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 14 ноября 2013 г. № 538 г.).

18. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (Утв. Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12.03.2013 № 101).

19. Постановление Правительства Российской Федерации от 28.03.2001. №241. «О мерах по обеспечению промышленной безопасности опасных производственных объектов на территории Российской Федерации».

20. «Порядок продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах» (Утв. Приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации №195 от 30 июня 2009 г.).

21. Альбом дефектов - растрескиваний металла корпусов задвижек фонтанной арматуры. Опыт диагностирования газодобывающих скважин северных месторождений ОАО «Газпром» / Ерехинский Б.А., Митрофанов A.B., Бары-шов С.Н., Егоров C.B., Ломанцов В.А.: Научное издание. - М.: ВНИИОЭНГ, 2013.-50 с.

22. Растрескивание металла корпусов задвижек фонтанной арматуры газодобывающих скважин северных месторождений / Ерехинский Б.А., Масла-ков C.B., Шустов Н.И., Митрофанов A.B., Барышов С.Н., Заряев М.Ю., Кравцов A.B., Егоров С.В // Территория НЕФТЕГАЗ. - 2014. - № 2. - С. 31 - 36.

23. Ерехинский Б.А. Анализ результатов диагностирования оборудования объектов газодобывающих предприятий северных месторождений (по данным работ за 2012 - 2013 гг.) // Территория НЕФТЕГАЗ. - 2014. - №2. - С. 38 -43.

24. Ерехинский Б.А. О диагностике оборудования газодобывающих предприятий северных месторождений // Газовая промышленность. — 2014. -№3. - С. 80-84.

25. Перечень приоритетных научно-технических проблем ОАО Газпром на 2011-2020 годы: утвержденный Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером 4 октября 2011 года №01-114.

26. СНиП 23-01-99*. Строительная климатология.

27. СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия.

28. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. - М.: Недра, 1984. - 464 с.

29. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти: Учебник для вузов. -М.: Недра, 1983.-510 с.

30. Нефтепромысловое оборудование: Справочник/ Под ред. Е.И. Буха-ленко. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1990. - 559 с.

31. Гвоздев Б.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Справочное пособие — М.: Недра, 1988. — 575 с.

32. ГОСТ Р 51365-2009 (ИСО 10423-94). Нефтяная и газовая промышленность оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования.

33. ГОСТ 13846-89. Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основные параметры и технологические требования к конструкции.

34. API Spec 6А. Устьевое и фонтанное оборудование. Технические условия.

35. Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты. Остаточный ресурс безопасной эксплуатации инфраструктур. Под общей редакцией Махутов H.A. - М.: МГОФ «Знание», 2013. -512 с.

36. Барышов С.Н. Оценка поврежденности, несущей способности и продление ресурса технологического оборудования. Модели, критерии, методы. -М: Недра. - 2007. - 287 с.

37. Ботвина JT.P. Разрушение: кинетика, механизмы, общие закономерности. - М.: Наука, - 2008. - 334 с.

38. Диагностика материалов и конструкций топливно-энергетического комплекса / В.М. Баранов, A.M. Карасевич, Е.М. Кудрявцев, В.В. Ремизов, Г.А. Сарычев - М.: Энергоатомиздат, 1999. - 360 с.

39. Диагностирование объектов нефтегазовой промышленности / PI.А. Быстрова, В.М. Кушнаренко, Д.И. Галкин, и др. - М.: Издательство МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2013.

40. Величко Е.В. Совершенствование методов диагностики промыслового оборудования, обеспечивающих сокращение потерь скважинной продукции, с целью повышения его эффективности. Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук. - Краснодар, 2010 г.

41. ГафаровН.А. Коррозия и защита оборудования сероводородсодер-жащих нефтегазовых месторождений / H.A. Гафаров, A.A. Гончаров, В.М. Кушнаренко. -М.: Недра, 1998.-437 с.

42. Гриб В.В. Диагностика технического состояния оборудования нефте-газохимических производств. — М.: Изд-во ЦНИИТЭнефтехим, 2002.

43. Ермолов И.И., Осташин H .Я. Методы и средства неразрушающего контроля качества / И.Н. Ермолов. — М.: Высшая школа, 1988.

44. Опыт проведения диагностики фонтанной арматуры на Ямбургском ГКМ / Калинкин A.B., Салихов З.С., Усошин В.А., Арифулин Р.Х. // Газовая промышленность. № 3 2005. С. 40 - 42.

45. Система неразрушающего контроля — важный фактор обеспечения промышленной безопасности / H.H. Коновалов, О.В. Покровская,

B.П. Шевченко, B.C. Котельников, H.A. Хапонен // Безопасность труда в промышленности. - 2001. - №8. - С. 5-6.

46. Клюев В.В. Неразрушающий контроль: Справочник / В.В. Клюев, Ф.Р. Соснин, В.Н. Филинов. -М.: Машиностроение, 1995.-488 с.

47. Лепихин A.M. Остаточный ресурс потенциально опасных объектов и методы его оценки по критериям механики разрушения / A.M. Лепихин,

C.B. Москвичев, C.B. Доронин // Заводская лаборатория. Диагностика металлов. - 1999.-№11.-С. 34-38.

48. Махутов H.A. Конструкционная прочность, ресурс и техногенная безопасность: Ч.1.: Критерии прочности и ресурса. - 493 е.; Ч.2.: Обоснование ресурса и безопасности. - 610 с. - Новосибирск: Наука, 2005.

49. Маннапов Р.Г. Прогнозирование остаточного ресурса оборудования // Химическая промышленность. - 1991. -№10. - С. 53-55.

50. Махутов H.A. Ресурс безопасной эксплуатации сосудов и трубопроводов / H.A. Махутов, В.Н. Пермяков. - Новосибирск: Наука, 2005. - 516 с.

51. Махутов H.A., Гаденин М.М. Техническая диагностика остаточного ресурса и безопасности: учеб. пособие / под общ. ред. В.В. Клюева. М.: Издательский дом «Спектр», 2011. - 187 с.

52. Стеклов О.И. Стойкость материалов и конструкций к коррозии под напряжением. - М.: Машиностроение, 1990. - 384 с.

53. Субботин С.С. Дефектоскопия нефтяного оборудования и инструмента при эксплуатации / С.С. Субботин, В.И. Михайленко. - М.: Недра, 1981. -215 с.

54. О промышленной безопасности объектов добычи и промысловой подготовки газа на «Северных» газодобывающих предприятиях / Тарасен-ко В.А., Весельский В.В., Аривулин Р.Х. // Безопасность труда в промышленности. №8 2002. С. 50-51.

55. Хажинский Г.М. Механика мелких трещин и надежность элементов трубопроводов. - М.: ИНЭК, - 2007. - 233 с.

56. Хажинский Г.М. Деформирование и длительная прочность металлов. - М.: Научный мир. 2008. 136 с.

57. Ямалеев K.M. Старение труб в процессе эксплуатации нефтепроводов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1990.

58. Технические и системные аспекты управления надежностью и безопасностью производственных объектов / Ерехинский Б.А., Григорьев С.Б., Ка-линкин A.B., Полозов В.А., Филиппов А.Г. // Газовая промышленность. - 2011. -№ 3. - С. 17-21.

59. Магнитная дефектоскопия эксплуатационных колонн скважин - высокоэффективный инструмент оценки технического состояния скважин / Ере-хинский Б.А., Абакумов A.A. (мл.), Абакумов A.A., Могильнер JI.IO., Семин Е.Е., Халиков P.P. // Газовая промышленность. ~ 2011. -№ 9. - С. 56 - 59.

60. Результаты испытаний НКТ с эмалированным покрытием на скважинах Комсомольского месторождения / Ерехинский Б.А., Дикамов Д.В., Дубровский Н.Д., Минликаев В.З., Назаров С.И., Шулятиков И.В. // Газовая промышленность. -2011. -№ 10.-С. 72-74.

61. Диагностирование оборудования объектов добычи газа, газового конденсата, нефти с использованием критериев безопасности дефектов конструктивных элементов (для оборудования объектов сероводородсодержащих НГКМ) / Ерехинский Б.А., Мокшаев А.Н., Низамов Н.Ф., Митрофанов A.B., Ба-рышов С.Н. // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2012. - № 2. - С. 32 - 39.

62. Стратегия решений о продолжении эксплуатации или замене стареющего оборудования объектов газодобывающих предприятий по результатам диагностирования / Ерехинский Б.А., Минликаев В.З., Мокшаев А.Н., Понома-ренко Д.В., Филиппов А.Г., Митрофанов A.B., Барышов С.Н. // Нефтепромысловое дело. - 2012. - №5. - С. 34 - 44.

63. Филиппов А.Г., Ерехинский Б.А. Диагностирование оборудования объектов добычи сероводородосодержащих газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром» // Газовая промышленность. -2013. -№ 7. - С. 86-91.

64. Особенности формирования системы диагностического обеспечения безопасной эксплуатации скважин ОАО «Газпром» при освоении северных месторождений / Ерехинский Б.А., Жариков М.Г., Халиков P.P. // Территория нефтегаз. - 2013. -№ 12.-С. 56-63.

65. Системный подход к управлению диагностическим обслуживанием объектов газодобывающих предприятий ОАО «Газпром» / Ерехинский Б.А., Ка-линкин A.B., Минликаев В.З., Павловский Б.Р., Филиппов А.Г. // Материалы XVIII Международной деловой встречи «Диагностика - 2009». - Том 1. — С. 20 -31.

66. Ерехинский Б.А., Халиков P.P. Диагностическое обслуживание технологического оборудования и трубопроводов объектов добычи газа, газового конденсата, нефти в ОАО «Газпром» // Материалы XVIII Международной деловой встречи «Диагностика - 2009». - Том 2. - С. 4 - 14.

67. Опыт проведения работ по техническому освидетельствованию и экспертизе промышленной безопасности устройств сужающих быстросменных, эксплуатируемых на объектах ОАО «Газпром» / Ерехинский Б.А., Андреа-сян И.Г., Буликин Д.В., Рамзин А.Б., Халиков Р.Р. // Материалы Материалы XVIII Международной деловой встречи «Диагностика - 2009». - Том 2. — С. 41 — 50.

68. Оценка результативности действий по снижению техногенного риска на опасных производственных объектах / Ерехинский Б.А., Полозов В.А., Сыз-ранцев В.Н. // Материалы Межрегиональной научно-технической конференции «Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (11

- 12 февраля 2010 г., Тюмень).- Изд-во: ТюмГНГУ. - 2010. - В 2 ч.- Ч. 2 - С. 175

- 185.

69. База диагностических данных по фонтанной арматуре, эксплуатируемой на АГКМ / Ерехинский Б.А., Коренякин А.Ф., Полозов В.А. // Материалы 8-й Международной научно-технической конференции «Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородосодержащих сред». - 23-26 ноября 2010 г., (г. Оренбург, Самородово). - С. 107 - 112.

70. Анализ организации диагностирования оборудования объектов добычи сероводородсодержащих газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром» / Филиппов А.Г., Ерехинский Б.А. // Материалы 9-й Международной научно-технической конференции «Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородосодержащих сред». - 13-66 ноября 2012 г., (г. Оренбург, Самородово). - С. 6 - 15.

71. Ерехинский Б.А. Основные итоги диагностических работ, выполненных в 2010 году и предложения по дальнейшему совершенствованию системы диагностического обслуживания объектов добычи газа ОАО «Газпром» // Мате-

риалы Девятнадцатой Международной деловой встречи «Диагностика - 2011». -Москва, 2013.-Том 2.-С. 4- 14.

72. Реализация автоматизированного рабочего места - диагностическое обследование объектов добычи газа и экспертно-аналитической системы оценки технического состояния скважин в ИСТС «Инфотех» / Ерехинский Б.А., Хали-ков Р.Р., Русова Ю.В. // Материалы Девятнадцатой Международной деловой встречи «Диагностика - 2011». - Москва, 2013. - Том 2. - С. 136-141.

73. Минликаев В.З., Ерехинский Б.А. Диагностика технического состояния и остаточного ресурса основных фондов газодобывающих предприятий ОАО «Газпром» // Материалы Девятнадцатой Международной деловой встречи «Диагностика-2011».-Москва, 2013.-Том 1.-С. 12-21.

74. Безопасность: Государственная научно-техническая программа.

75. Безопасность населения и народнохозяйственных объектов с учетом риска возникновения природных и техногенных катастроф: Государственная научно-техническая программа.

76. Снижение рисков и смягчение последствий чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера в Российской Федерации до 2010 года: Федеральная Целевая Программа.

77. ПНАЭ Г-7-002-86. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок.

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

79. РД 26.260.16-2002. Экспертное техническое диагностирование сосудов и аппаратов, работающих под давлением на объектах добычи и переработки газа, газового конденсата и нефти в северных районах Российской Федерации и подземных газохранилищ.

80. РД 03-^121-01. Методические указания по проведению диагностирования технического состояния и определению остаточного срока службы сосудов и аппаратов / Колл. авт. - М.: ГУП НТЦ Промышленная безопасность, 2002. - 136 с.

81. РД 50-490-84. Методические указания. Техническая диагностика. Прогнозирование остаточного ресурса машин и деталей по косвенным параметрам.

82. Р Газпром 2-3.3-730-2013. Положение по диагностическому обслуживанию оборудования и трубопроводов объектов добычи газа.

83. Р Газпром 2-3.3-732-2013. Техническое диагностирование фонтанных арматур и оборудования устья скважин.

84. Р Газпром 2-2.3-766-2013. Оценка технического состояния газосборных коллекторов, шлейфов объектов добычи газа, эксплуатируемых в условиях северного региона.

85. Р Газпром 2-3.3-258-2008. Компоновка устьевого и внутрискважин-ного оборудования многозабойных газовых скважин Бованенковского. НГКМ

86. Р Газпром 2-3.5-536-2011. Оценка технического состояния скважин подземных хранилищ газа при продлении срока безопасной эксплуатации

87. СТО Газпром 2-2.3-056-2006. Регламент по проведению экспертизы промышленной безопасности скважин различного назначения подземных хранилищ газа и назначению (продлению) срока их безопасной эксплуатации.

88. СТО Газпром 2-2.3-139-2007. Проведение экспертизы промышленной безопасности и технического диагностирования фонтанных арматур и оборудования устья скважин ПХГ.

89. Р Газпром 2-3.3-555-2011. Технические требования к внутрисква-жинному оборудованию, фонтанной арматуре и обвязке устья для эксплуатации скважин сеноманских залежей Надым-Пур-Тазовского региона по концентрическим лифтовым колоннам.

90. Ограничение прогнозируемого ресурса и назначаемого срока безопасной эксплуатации оборудования нефтегазового комплекса / С.Н. Барышов, Б.А. Красных, С.Н. Мокроусов, H.A. Махутов, A.B. Митрофанов // Безопасность труда в промышленности. — 2008. - № 6. - С. 30-33.

91. Гражданкин А.И. Оценка техногенного риска и оптимизация мер безопасности опасных производственных объектов // Проблемы управления безопасностью сложных систем: Материалы VIII международной конференции.

- М.: РГГУ. - 2000. - С. 415-418.

92. Гумеров А.Г. Старение труб нефтепроводов / А.Г. Гумеров, P.C. Зайнуллин, K.M. Ямалеев, A.B. Росляков. - М.: Недра, 1995. - 223 с.

93. Горицкий В.М. Диагностика металлов. -М.: Металлургиздат, 2004 г.

- 408 с.

94. Махутов H.A. Механика деформирования и разрушения нефтегазо-химических объектов / H.A. Махутов, В.Н. Пермяков. - Тюмень: ТНГУ, 2003. -187 с.

95. Харионовский В.В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов.

- М.: Недра, 2000. - 467 с.

96. ГОСТР 51901.1-2002. Менеджмент риска. Анализ риска технологических систем.

97. ГОСТ Р 51901.5-2005. Менеджмент риска. Руководство по применению методов анализа надежности.

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

99. Когаев В.П. Расчеты деталей машин и конструкций на прочность и долговечность / В.П. Когаев, H.A. Махутов, А.П. Гусенков. - М.: Машиностроение, 1985.-224 с.

100. Качанов JI.M. Основы механики разрушения. -М.: Наука, 1974. - 312

с.

101. Махутов H.A. Деформационные критерии разрушения и расчет элементов конструкций на прочность. - М.: Машиностроение, 1981. - 270 с.

102. Трещиностойкость и механические свойства конструкционных материалов технических систем / В.В. Москвичев, H.A. Махутов, А.П. Черняев и др.

- Новосибирск: Наука, 2002. - 334 с.

103. Работнов Ю.Н. Механика деформируемого твердого тела. - М.: Наука, 1979.-744 с.

104. Серенсен C.B. Несущая способность и расчет деталей машин на прочность. Руководство и справочное пособие / C.B. Серенсен, В.П. Когаев, P.M. Шнейдерович. - М.: Машиностроение, 1975. - 488 с.

105. Матвиенко Ю.Г. Модели и критерии механики разрушения. - М.: ФИЗМАТЛИТ, 2006. - 328 с.

106. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

107. Ежов A.A. Дефекты в металлах: Справочник-атлас / А.А.Ежов, Л.П. Герасимова. -М.: Русский университет, 2002. - 360 с.

108. Броек Д. Основы механики разрушения / Пер. с англ. М.: Высш. школа, 1980. 368 с.

109. Богданофф Дж. Вероятностные модели накопления повреждений: пер. с англ. / Богданофф Дж., Ф Козин. - М.: Мир, 1989. - 344 с.

110. Владимиров В.И. Физическая природа разрушения металлов. - М: Металлургия, 1984. - 280 с.

111. Работоспособность трубопроводов: Ч. 1. Расчетная и эксплуатационная прочность. Ч. 2. Сопротивляемость разрушению. Ч. 3. Диагностика и прогнозирование ресурса: Монография/ Г. А. Ланчаков, Е. Е. Зорин, А. И. Степа-ненко - М.: Недра, 2003. - 244 с.

112. ГохфельдД.А. Механические свойства сталей и сплавов при нестационарном нагружении: Справочник / Д.А. Гохфельд, Л.Б. Гецов, K.M. Кононов - Екатеринбург: УрО РАН, 1996.

113. Дж. Коллинз. Повреждение материалов в конструкциях: пер. с англ. -М.: Мир, 1984.-624 с.

114. Мак-Ивили А. Дж. Анализ аварийных разрушений. - М.: Техносфера, 2010.-416 с.

115. Напряженно-деформированное состояние металла корпусов фонтанной арматуры до и после наплавки / Настека В.В., Коренякин А.Ф., Низамов Н.Ф., Чирков Е.Ю., Кушнаренко В.М., Каменев C.B. // Вестник ОГУ. №1 (150) 2013. С. 212 - 218.

116. Панасюк B.B. Механика разрушения и прочность материалов: Справ, пособие. - Киев: Наук, думка, 1988.

117. Романив О.Н. Вязкость разрушения конструкционных сталей. - М.: Металлургия, 1979. - 176 с.

118. РД 50-204-87. Методические указания. Надежность в технике. Сбор и обработка информации о надежности изделий в эксплуатации. Основные положения.

119. ГОСТ Р ИСО 3951-1-2007. Статистические методы. Процедуры выборочного контроля по количественному признаку. Часть 1. Требования к одноступенчатым планам на основе предела приемлемого качества для контроля последовательных партий по единственной характеристике и единственному AQL.

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

121. ГОСТ 27.003-90. Надежность в технике. Состав и общие правила задания требований по надежности.

122. ГОСТ 27.203-83. Надежность в технике. Технологические системы. Общие требования к методам оценки надежности.

123. ГОСТ 27.410-87. Надежность в технике. Методы контроля показателей надежности и планы контрольных испытаний на надежность.

124. ГОСТ 27.502-83. Надежность в технике. Система сбора и обработки информации. Планирование наблюдений.

125. ГОСТ 27.503-81. Надежность в технике. Методы оценки показателей надежности.

126. ГОСТ Р 51901.11-2005. Менеджмент риска. Исследование опасности и работоспособности. Прикладное руководство.

127. ГОСТ 27.301-95. Надежность в технике. Расчет надежности. Основные положения.

128. РД 50-690-89. Методические указания. Надежность в технике. Методы оценки показателей надежности по экспериментальным данным.

129. РД 50-476-84. Методические указания. Надежность в технике. Интервальная оценка надежности технического объекта по результатам испытаний составных частей. Общие положения.

130. ПНАЭ Г-7-025-90. Стальные отливки для атомных энергетических установок. Правила контроля.

131. РД 03-606-03. Инструкция по визуальному и измерительному контролю.

132. РД 13-06-2006. Методические рекомендации о порядке проведения капиллярного контроля технических устройств и сооружений, применяемых и эксплуатируемых на опасных производственных объектах.

133. РД 13-03-2006. Методические рекомендации о порядке проведения вихретокового контроля технических устройств и сооружений, применяемых и эксплуатируемых на опасных производственных объектах.

134. ГОСТ 7564-73. Сталь. Общие правила отбора проб, заготовок и образцов механических и технологических испытаний.

135. ГОСТ 1497-84. Металлы. Методы испытаний на растяжение.

136. ГОСТ 9454-78. Метод испытания на ударный изгиб при пониженной, комнатной и повышенной температурах.

137. ГОСТ 9012-59. Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю.

138. ГОСТ 1778-70. Сталь. Металлографические методы определения неметаллических включений.

139. ГОСТ 5639-82. Стали и сплавы. Методы выявления и определения величины зерна.

140. ГОСТ 5640-68 Сталь. Металлографический метод оценки микроструктуры листов и ленты.

141. ГОСТ 8233-56. Сталь. Эталоны микроструктуры.

142. ГОСТ 10243-75. Сталь. Метод испытаний и оценки макроструктуры.

143. ГОСТ 18895-97. Сталь. Метод фотоэлектрического спектрального анализа.

144. ГОСТ 977-88. Отливки стальные. Общие технические условия.

145. ГОСТ 21105-87. Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод.

146. ГОСТ 18442-80. Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования.

147. МР 5-81. Расчеты на прочность в машиностроении. Фрактографиче-ский метод определения критической температуры хрупкости металлических материалов.

148. ГОСТ 27.302-86. Надежность в технике. Метод определения допускаемого отклонения параметра технического состояния и прогнозирования остаточного ресурса составных частей агрегатов машин.

149. ГОСТ 21357-87. Отливки из хладостойкой и износостойкой стали. Общие технические условия.

150. ГОСТ 7594-75. Лупы складные карманные.

151. Гульянц Г.М. Справочное пособие по противовыбросовому оборудованию скважин. М. : Недра, 1983, 384с.

152. ГОСТ 427-75. Линейки измерительные металлические. Технические условия.

153. СТО-НК.И-222. Инструкция по неразрушающему контролю сплошности металла высоконагруженных конструктивных концентраторов напряжений и прогнозированию работоспособности элементов фонтанных арматур газодобывающих скважин для предупреждения их хрупких разрушений.

154. ГТНАЭ Г-7-015-89. Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. Магнитопорошковый контроль.

155. СТП ТД-04НК-03. Контроль неразрушающий. Особенности нераз-рушающего контроля при диагностировании фонтанной арматуры и колонных головок.

156. ГОСТ 19200-80. Отливки из чугуна и стали. Термины и определения дефектов.

157. ГОСТ 18661-73. Сталь. Измерение твердости методом ударного отпечатка.

158. ГОСТ 8.207-76. Государственная система обеспечения единства измерений. Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений. Основные положения.

159. ГОСТ Р 50779.21-2004. Статистические методы. Правила определения и методы расчета статистических характеристик по выборочным данным. Часть 1. Нормальное распределение.

160. Степнов М.Н. Статистические методы обработки результатов механических испытаний: Справочник. 2-е изд. / М.Н. Степнов, A.B. Шаврин - М.: Машиностроение, 2005. - 400 с.

161. Боровиков В.П. STATISTICA - Статистический анализ и обработка данных в среде Windows / В.П. Боровиков, И.П. Боровиков. - М: Информационно-издательский дом Филинъ, 1997. — 608 с.

162. Гусейнзаде М.А. Методы математической статистики в нефтяной и газовой промышленности / М.А. Гусейнзаде, Э.В. Калинина, М.Б. Добкина. -М.: Недра, 1979.-340 с.

163. Макаров Е.Г. Инженерные расчеты в MathCad. Учебный курс. — СПб.: Питер, 2005. - 448 с.

164. Шульга В.Г., Бухаленко Е.И. Устьевое оборудование нефтяных и газовых скважин. Справочная книга. Тираж 5200 экз. М.: Недра, 1978. 235 с.

165. ПБ 03^140-02. Правила аттестации персонала в области неразруша-ющего контроля.

166. РД 13-03-2006 Методические рекомендации о порядке проведения вихретокового контроля технических устройств и сооружений, применяемых и эксплуатируемых на опасных производственных объектах

167. ГОСТ 8.283-78. Государственная система обеспечения единства измерений. Дефектоскопы электромагнитные. Методы и средства поверки.

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

169. ИЦМ 02-28.93 Технологическая инструкция по магнитопорошковому методу контроля сварных соединений, наплавок и основного металла при изготовлении, монтаже, эксплуатации и ремонте оборудования и трубопроводов тепловых электростанций, подконтрольных Госгортехнадзору России.

170. ПБ 03-517-02. Общие правила промышленной безопасности для организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов.

171. ГОСТ 20911-89. Техническая диагностика. Термины и определения.

172. Методика диагностирования устьевой, фонтанной и нагнетательной арматуры, отработавшей нормативный срок службы. (ОАО СПКТБ Нефтегаз-маш).

173. ГОСТ 15467-79. Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения.

174. ГОСТ 25536-82. Металлы. Масштабы изображения на фотоснимках при металлографических методах исследования.