Обеспечение безопасного функционирования газоконденсатопроводов, отработавших нормативный срок эксплуатации: на примере Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.26.03, кандидат технических наук Резвых, Владислав Анатольевич

• Резвых, Владислав Анатольевич
• кандидат технических наук
• 2008

Оглавление диссертации кандидат технических наук Резвых, Владислав Анатольевич

Введение.

1 у > ) »

1 ' ' Состояние вопроса и задачи исследования.

1.1 Проблемы оценки эксплуатационной надежности трубопроводов

1.2 Анализ отказов и повреждений на трубопроводах.

1.3 Анализ методов и средств диагностики трубопроводов.

1.4 Анализ методов оценки дефектности трубопроводов.

1.5 Определение характеристик надежности трубопроводов.

1.6 Выводы по главе

2 Оценка и прогнозирование дефектности трубопроводов.

2.1 Особенности интерпретации дефектов по результатам внутри-трубной дефектоскопии.

2.2 Статистическая обработка выявленных дефектов трубопроводов

2.3 Анализ дефектности трубопроводов по результатам повторной внутритрубной дефектоскопии.

2.4 Построение регрессионных моделей характеристик дефектов трубопроводов

2.5 Прогнозирование дефектности трубопроводов.

2.6 Выводы по главе 2.

3 Экспериментальные исследования прочности и долговечности труб, бывших в эксплуатации.

3.1 Стенд для проведения гидравлических испытаний труб.

3.2 Методика проведения гидравлических испытаний труб.

3.3 Результаты испытаний дефектных труб.

3.4 Выводы по главе

4 Оценка опасности дефектов трубопроводов и признаки их идентификации.

4.1 Классификация дефектов по данным внутритрубной дефектоскопии

4.2 Обоснование признаков дефектов типа водородное расслоение при их идентификации.

4.3 Расчет экономической эффективности ремонта трубопроводов по техническому состоянию.

4.4 Выводы по главе 4.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обеспечение безопасного функционирования газоконденсатопроводов, отработавших нормативный срок эксплуатации: на примере Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения»

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ), открытое в 1966 году, является уникальным как по своим физическим параметрам (высокое пластовое давление, составляющее в начале эксплуатации 20,6 МПа, пластовая температура до 369 К), так и по содержанию в своем составе агрессивных компонентов, таких как сероводород и углекислый газ. Содержание сероводорода в газе изменяется по площади месторождения: на западной и центральной части - 1,4-1,8 об. %, на восточной - до 4,7% об., а содержание углекислого газа достигает 1,5% об.

В настоящее время в ООО «Газпром добыча Оренбург» эксплуатируется более 4 тыс. км газопродуктопроводов, при этом они заходят в такие крупные города, как г.Казань, г.Уфа, г.Оренбург, г.Заинск и проходят мимо десятков более мелких населенных пунктов. Учитывая, что трассы трубопроводов с химическими продуктами пересекают крупные водные преграды (р.Белая, р. Урал, р.Дема), становится очевидным, что трубопроводы являются объектами повышенной опасности при возникновении чрезвычайных ситуаций.

Обеспечение безопасной эксплуатации трубопроводов является приоритетной задачей всех газотранспортных предприятий [29]. В ООО «Газпром добыча Оренбург» этому вопросу уделяется особое внимание, т.к. такое крупное месторождение с повышенным содержанием сероводорода осваивалось и вводилось в эксплуатацию впервые в России. В связи с этим отсутствовали не только нормативные требования, но и опыт работы по оценке технического состояния трубопроводов, транспортирующих агрессивные среды и среды в сверхкритическом состоянии, такие как этан (8,0 МПа).

Следует отметить, что, несмотря на простоту конструкции трубопровода, он является сложной системой, включающей в себя множество элементов (продольные и поперечные сварные швы, металл стенки трубы, трубная арматура, переходы через преграды и др.), на которые действуют многообразные факторы, как независимые, так и взаимно коррелируемые.

Это существенно усложняет задачу статистической оценки и требует тщательного анализа используемых факторов.

Основной причиной отсутствия на ОНГКМ до середины 90-х годов интенсивной диагностики и соответствующей системы для ее планомерного осуществления являлось то, что сооруженные трубопроводы эксплуатировались в пределах начальных назначенных ресурсов, т.е. гарантированных сроков, которые составляли для соединительных трубопроводов УКПГ -ГПЗ - 12 - 20 лет. При этом считалось, что гарантированное исходное качество строительства трубопроводов обеспечит надежную и безопасную эксплуатацию при минимуме контроля.

Работу по оценке технического состояния трубопроводов в целом сдерживало также и отсутствие достаточной базы для ее осуществления, а именно: необходимого опыта и знаний по эксплуатации объектов, содержащей в продукции H2S; квалифицированных специалистов соответствующего профиля; совершенных приборов для осуществления неразру-шающего контроля; нормативно-технических документов, регламентировавших организацию и методическое обеспечение диагностических работ.

Особенности эксплуатации и обеспечения надежности трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, отражены в работах ученых: Антонова В.Г., Гафарова Н.А., Генделя Г.Л., Киченко Б.В., Куш-наренко В.М., Макаренко В.Д., Мирочника В.Д., Митрофанова А.В., Перу-нова Б.В., Стеклова О.И., Шрейдера А.В. Теория эксплуатации, диагностирования и ремонта трубопроводных систем связана с именами ведущих ученых отрасли - Гумерова А.Г., Азметова Х.А., Гумерова Р.С., Зайнулли-на Р.С., Султанова М.Х., Харионовского В.В., Черняева К.В., Ямалеева К.М. и др.

В настоящее время до 90% эксплуатируемых трубопроводов имеют срок эксплуатации более 20 лет. Эксплуатация таких трубопроводов связана с большими затратами на поддержание оборудования в рабочем состоянии, включая дорогостоящие работы по диагностике и ремонту трубопроводов. К этим затратам необходимо добавить затраты, связанные с ликвидациями последствий аварий, с локализацией, сбором и удалением нефтепродуктов при потере герметичности трубопроводов.

В этой ситуации чрезвычайно важно иметь представление о реальном техническом состоянии эксплуатирующихся конструкций трубопроводов, например, по результатам внутритрубной диагностики, чтобы оперативно принять меры по восстановлению их технического состояния. В связи с этим, прогнозирование образования и развития дефектов трубопроводов по результатам диагностирования и оценка технического состояния трубопровода в целом является в настоящее время весьма актуальной и приоритетной.

Диссертация состоит из четырех глав, выводов и приложений.

Цель работы: Обеспечение безопасности функционирования длительно эксплуатируемых газоконденсатопроводов по результатам диагностики, оценки степени опасности дефектных участков и ремонта их по техническому состоянию.

Для достижения этой цели определены следующие основные задачи исследования:

1. Анализ технического состояния газоконденсатопроводов после 25-летнего периода эксплуатации и оценка характеристик их надежности.

2. Разработка математической модели изменения коррозионной ситуации и методики прогнозирования скорости роста коррозионных повреждений в трубопроводах, транспортирующих сероводородсодержащие среды.

3. Проведение экспериментальных исследований прочности и долговечности труб, бывших в эксплуатации на газоконденсатопроводах.

4. Разработка новой классификации дефектов трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, необходимая для организации и планирования ремонтных работ по техническому состоянию.

Научная новизна

1. Разработана математическая модель изменения коррозионной ситуации в трубопроводах, транспортирующих сероводородсодержащие среды, необходимая для прогнозирования роста коррозионных дефектов с течением времени эксплуатации.

2 Экспериментально показано, что модифицированная формула Бат-теля для расчета разрушающих давлений толстостенных труб с нетрещи-ноподобными дефектами дает запас прочности до 40 % включительно, что позволило обоснованно внести поправочный коэффициент в расчетную модель оценки опасности дефектов и продлить подконтрольную эксплуатацию трубопровода.

3. Разработана трехбалльная классификация по степени опасности дефектов трубопроводов, необходимая для организации и планирования ремонтных работ по техническому состоянию.

4. Экспериментально установлены отличительные признаки происхождений металлургических и водородных расслоений металла трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, необходимые для их идентификации и принятия предупредительных мер.

Положения, выносимые на защиту:

- результаты анализа технического состояния длительно эксплуатируемых газоконденсатопроводов;

- математическая модель изменения коррозионной ситуации и методика прогнозирования роста коррозионных дефектов на газоконденсато-проводах;

- результаты экспериментальных исследований прочности и долговечности труб, бывших в эксплуатации на газоконденсатопроводах;

- новая классификация по степени опасности дефектов трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды.

Практическая значимость работы

1. Проведенный факторный анализ и разработанные регрессионные модели позволяют моделировать и прогнозировать коррозионную ситуацию на трубопроводах, в том числе, и на участках, не доступных для внут-ритрубной дефектоскопии (ВТД).

2. Результаты экспериментальных исследований прочности и долговечности труб, бывших в эксплуатации, дают возможность повысить объективность оценки технического состояния трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие газ и конденсат, выявить их реальную несущую способность и сократить объемы ремонтных работ без снижения требуемой эксплуатационной надежности.

3 .Разработанная классификация по степени опасности дефектов трубопроводов позволяет выработать научно обоснованные критерии по методам, видам и способам ремонта дефектных участков по техническому состоянию.

Годовой экономический эффект от внедрения результатов диссертационной работы в УЭСП ООО «Газпром добыча Оренбург» составляет 7 млн.руб.

Апробация работы

Основные результаты исследований, представленные в работе, обсуждены:

- на конференции молодых специалистов (г. Москва, ВНИИГАЗ, октябрь 2000);

- на отраслевом совещании дочерних обществ ОАО «Газпром» «Техническое состояние и вопросы эксплуатации конденсатопроводов ОАО «Газпром» (г. Сургут, 2003);

- на отраслевом совещании специалистов дочерних обществ ОАО «Газпром», представителей сервисных компаний «Эксплуатация, диагностика и ремонт подводных переходов трубопроводов ОАО «Газпром» (г. Москва, 2004);

- на 5-ой Международной научно-технической конференции «Техническое диагностирование оборудования трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред» (г. Оренбург, ноябрь 2004);

- на научно-технической конференции молодых руководителей и специалистов ООО «Газпром добыча Оренбург» (г. Оренбург, 2005).

Методика оценки потенциально опасных дефектов по результатам внутритрубной дефектоскопии включена в План внедрения новой техники и передовых технологий ООО «Газпром добыча Оренбург» на 2006-2008 гг.

Публикации

Основные положения работы опубликованы в 11 научных трудах.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованных источников из 115 наименований и 2 приложений. Работа содержит 114 страниц машинописного текста, включая 36 рисунков, 12 таблиц.

Заключение диссертации по теме «Пожарная и промышленная безопасность (по отраслям)», Резвых, Владислав Анатольевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Установлено, что частота отказов газокондентопроводов

3 I составляет 1,3-10" год" и находится в пределах, характерных для фактических величин газотранспортных трубопроводных систем.

Для обеспечения дальнейшего безопасного функционирования газокондентопроводов обоснована необходимость комплексного решения вопросов диагностики, испытаний труб, бывших в эксплуатации, идентификации дефектов, оценки степени их опасности и выполнения ремонтных работ по техническому состоянию.

2. Разработаны математическая модель изменения с течением времени коррозионной ситуации и методика прогнозирования роста коррозионных дефектов на газоконденсатопроводах.

3. По результатам неразрушающего контроля и стендовых гидравлических испытаний труб, бывших в эксплуатации, и анализа полученных результатов разработаны критерии оценки фактического технического состояния труб с дефектами, необходимые для обоснования продления сроков службы газоконденсатопроводов.

Доказано, что расчетные значения разрушающих давлений по модифицированным формулам Баттеля не превышают фактических величин давлений разрушения при испытаниях. Наибольшее отличие расчетных от фактических значений разрушающего давления получено для дефектов типа расслоения от 17 % до 40 %, что свидетельствует о большом запасе при моделировании прямоугольным дефектным слоем металла стенки труб с металлургическими расслоениями, наклонных к оси трубопровода.

4. По результатам внутритрубной диагностики, лабораторных исследований металла и стендовых испытаний труб, бывших в эксплуатации, разработана новая трехбалльная классификация по степени опасности дефектов трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, необходимая для организации и планирования ремонтных работ по техническому состоянию.

5.По результатам внутритрубной ультразвуковой диагностики, наружного контроля и металлографических исследований дефектов типа расслоения металла труб выявлены и обоснованы отличительные признаки металлургических и водородных расслоений, необходимые для их идентификации, выявления природы разрушения и принятия предупредительных мер.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Резвых, Владислав Анатольевич, 2008 год

1. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Мостовой А.В. Коррозионно-механическая стойкость нефтегазовых трубопроводных систем.-Уфа: Гилем,-1997.-176 с

2. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Худяков М.А. Анализ стадий зарождения и развития малоцикловой коррозионной усталости металла магистральных нефтепроводов

3. Арчаков Ю.И., Тесля Б.М., Старостина М.К. и др. Коррозионная стойкость оборудования химических производств. Л.: Химия, 1990. -400с.

4. Ахметов В.Н., Резвых В.А., Носов И.Н. Состояние подводных переходов через реки Урал и Каргалка по результатам приборных обследований.//Научно-практический журнал Промышленная безопасность. г.Оренбург, 2006, ноябрь- декабрь, с. 44- 47

5. Ахметов В.Н., Резвых В.А., Кушнаренко В.М., Чирков Ю.А. Стенд для натурных гидравлических испытаний труб и трубных катушек с различными дефектами.//НТЖ «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе», ВНИИОЭМГ, М.,2007, №3, с.36- 38

6. Временное положение об организации работ при обнаружении, планировании, обследовании, оценке опасности дефектов на газоконденсатопродуктопроводах УЭСГ и порядок их пуска в эксплуатацию после проведения ремонтных работ». г.Оренбург, 2006.-36 с.

7. Временные методические указания по определению коммерческой эффективности новой техники в ОАО «Газпром». М.,2001.

8. Временный регламент и нормы оценки технического состояния трубопроводов неочищенного газа и газового конденсата Оренбургского газоконденсатного месторождения. Оренбург: Оренбурггазпром, 1986. - 74с

9. ВСН 006-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка. -М.: Миннефтегазстрой, 1990.-216 с.

10. ВСН 012-88 часть 1. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ.-М.: Миннефтегазстрой, 1990.-104 с.

11. ВСН 39-1.10-001-99 Инструкция по ремонту дефектных МГ полимерными композитными материалами. -М.: 2000

12. Гафаров Н.А., Гончаров А.А., Гринцов А.С., Кушнаренко В.М. Экспресс-оценка сопротивления металлов сероводородному растрескиванию. // Химическое и нефтяное машиностроение. 1998. - № 5. - С. 34-42

13. Гафаров Н.А., Гончаров А.А., Кушнаренко В.М. Коррозия и защита оборудования сероводород содержащих нефтегазовых месторождений. -М.: Недра, 1998. -422 с

14. Гафаров Н.А., Гончаров А.А., Кушнаренко В.М. Методы контроля сварных соединений конструкций, контактирующих с наводороживающими средами//Сварочное производство. — 1997. № 12.-С. 18-20.

15. Гафаров Н.А., Швец А.В., Овчинников П.А., Кушнаренко В.М., Чирков Ю.А., Агишев В.Н. Оценка нагруженности и прочности дефектных участков конденсатопровода «Оренбург-Салават-Уфа»

16. Гафаров Н.А., Гончаров А.А., Кушнаренко В.М., Щепинов Д.Н. Моделирование коррозионного состояния ТП по результатам внутритрубной диагностики//Международный конгресс «Защита-98». М.- 1998.-С. 22.

17. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика. -М.: 2002. 479 с.

18. ГОСТ 13717-84 Приборы манометрического принципа действия показывающие электроконтактные. Общие технические условия

19. ГОСТ 14782-86. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые. Госстандарт, 01.01.1988 г

20. ГОСТ 2405-80 Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры. Общие технические условия

21. ГОСТ 28702-90. Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общие технические требования. Госстандарт, 01.01.1992 г.

22. Гриб В.В. Диагностика технического состояния и прогнозирование остаточного ресурса магистральных нефтепродуктопроводов .-М.:,2004.-63 с.

23. Гумеров А.Г., Гумеров К.М., Росляков А.В. Разработка методов повышения ресурса длительно эксплуатирующихся нефтепроводов.-М.: ВНИИОЭНГ, 1991

24. Гумеров А.Г., Росляков А.В. Обеспечение работоспособности действующих нефтепроводов.- М.: ВНИИОЭНГ, 1990

25. Гутман Э.М., Гетманский М.Д., Клапчук О.В., Кригман JI.E. Защита газопроводов нефтяных промыслов от сероводородной коррозии. -М.: Недра, 1988.-200 с

26. Дедешко В.Н. Проблемы диагностики трубопроводов в отрасли. Ялта, «Трубодиагностика 91», 1991, с. 23-25

27. Дедешко В.Н. Техническое состояние магистральных трубопроводов РАО «Газпром» и организация работ по внутритрубной диагностике. Сочи, «Диагностика 98», 1998, с. 5-31

28. Дедешко В.Н., Тухбатуллин Ф.Г., Тимофеев A.JL, Велиюлин И.И. Формирование концепции диагностики объектов ОАО "Газпром". НТК Тунис 2001 г.

29. Дубовой В .Я., Романов В. А. Влияние водорода на механические свойства стали // Сталь. 1974. - Т. 7. - N 8. - С. 727 - 732.

30. Зайвочинский Б.И. Долговечность магистральных и технологическихтрубопроводов. Теория, методы расчета, проектирование.-М.: Недра, 1992,-271 с.

31. Зоненко В.И. и др. Прогнозирование показателей надежности и периодичности обслуживания магистральных нефте- и продуктопроводов. М.: ВНИИОЭНГ, 1988.

32. Иванов С.И., Швец А.В., Кушнаренко В.М., Щепинов Д.Н. Обеспечение безопасной эксплуатации трубопроводов, транспортирующих сероводородсо-держащие среды. М.: Недра. -2006.-214 с

33. Иванцов О.М. Надежность магистральных трубопроводов. : М., 1991

34. Инструкция по освидетельствованию, отбраковке и ремонту труб в процессе эксплуатации и капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов.: М., ВНИИГАЗ, 1991

35. Инструкция по оценке работоспособности и отбраковке труб с вмятинами и гофрами.: М., ВНИИГАЗ, 2002.

36. Казак А.С., Миндлин М.С., Яковлев Е.И. Совершенствование системы технического обслуживания и ремонта магистральных нефтепроводов. М.:ВНИИОЭНГ, 1987. — (Обзорная информация. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов).

37. Калехман П.Х. Принципы построения алгоритмов программы комплексного анализа состояния трубопроводов с учетом условий окружающей среды. -Москва 1994.-М.:ИРЦ ГАЗПРОМ.-С.50-58.

38. Киченко Б.В. Обзор проблемы коррозии в соединительных газопроводах Ду 700 УКПГ-ГПЗ и возможных путей повышения их безопасной эксплуатации на текущем этапе разработки Оренбургского ГКМ.- Москва 1994.-М.:ИРЦ ГАЗПРОМ.-С.46-50.

39. Кушнаренко В.М, Щепинов Д.Н., Нургалиев Д.М, Ахметов В.Н, Калехман П.Х. Определение дефектности труб бывших в эксплуатации. -Оренбург 1997.-С.170-171.

40. Кушнаренко В.М., Владов Ю.Р., Стеклов О.И. Оценка эффективности технических систем, контактирующих с коррозионными средами. НТИС «Защита от коррозии и охранаокружающей среды» №3 1992.-М.:С. 15-21.

41. Маннапов Р.Г. Оценка надежности химического и нефтяного оборудования при поверхностном разрушении. ХН-1, ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, Москва, 1988.-38 с.

42. Методика вероятностной оценки остаточного ресурса технологических стальных трубопроводов. М.: НТП «Трубопровод», 1995 г

43. Методика диагностирования технического состояния фонтанных арматур скважин, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред на объектах газодобывающих предприятий ОАО "Газпром" (Согласовано Госгортехнадзором РФ 20.10.2000г.).

44. Методика определения опасности повреждений стенки труб магистральных трубопроводов по данным обследования внутритрубными дефектосокпами.-М: АК «Транснефть», 1994.-32с.

45. Методика определения остаточного ресурса трубопроводов с дефектами, определяемыми внутритрубными инспекционными снарядами.-М: АК «Транснефть», 1994.-36с.

46. Методика прогнозирования остаточного ресурса безопасной эксплуатации сосудов и аппаратов по изменению параметров технического состояния. М.: НИИХИММАШ. - 1993 г. - 90 с.

47. Методика прогнозирования остаточного ресурса нефтезаводских трубопроводов, сосудов, аппаратов и технологических блоков установок подготовки нефти, подвергающихся коррозии.- М.: МИНТОПЭНЕРГО. 1993.- 88 с.

48. Методические основы для расчета экономии от использования изобретений, промышленных образцов, полезных моделей и рационализаторских предложений. 1999

49. Методические рекомендации МР159-85 Выбор видов распределений случайных величин. -М.: ВВОИИНМАШ.-1985. 41 с.

50. Методические рекомендации по выбору моделей расчета показателей надежности соединительных газопроводов с учетом спецификиисходных данных и результатов диагностики МР-3.6-95, Москва, 1995.

51. Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами, их ранжирования по степени опасности и определению остаточного ресурса. ВРД 39-1.10-004-99.- М.: ИРЦ Газпром.-2000 г.-51 с.

52. Методические рекомендации. Оценка результатов диагностики металла, содержащего несплошности и эксплуатируемого в сероводородсодержащих средах . М.% ВНИИНефтемаш, 1993.

53. Методические рекомендации по определению потенциальной опасности дефектов трубопроводов по результатам внутритрубной дефектоскопии./ ООО «Оренбурггазпром» : 2002 г

54. Методические рекомендации. Оценка результатов диагностики металла, содержащего несплошности и эксплуатируемого в сероводородсодержащих средах. -М.: ВНИИНЕФТЕМАШ, 1993 г.

55. Мирочник В.А., Окенко А.П., Саррак В.И. Зарождение трещины разрушения в феррито-перлитных сталях в присутствии водорода // ФХММ,- 1984. N 3. - С. 14 - 20.

56. МР-3.6-95 Методические рекомендации по выбору моделей расчета показателей надежности соединительных газопроводов с учетом специфики исходных данных и результатов диагностики. М.:

57. Некасимо А., Иино М., Мацудо X., Ямада К. Водородное ступенчатое растрескивание стали трубопроводов, работающих в сероводородсодержащих средах. Проспект фирмы Ниппон Стил Корпорейшн, Япония, 1981.С. 2 40.

58. Павловский Б.Р., Щугорев В.В., Холзаков Н.В. Водородная диагностика: опыт и перспективы применения // Газовая промышленность. 1989. Вып. 3. — С.30-31

59. Перунов Б.В., Кушнаренко В.М. Повышение эффективности строительства трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты. — М.: Информнефтегазстрой, 1982.-Выпуск 11.-45 с.

60. Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов газонефте добывающих и перерабатывающих предприятий ОАО "Газпром (Согласовано Госгортехнадзором РФ 16.12.2000 г.)

61. Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов предприятия «Оренбурггазпром», подверженных воздействию сероводородсодержащих сред. Оренбург. 1998 г.

62. Положение об организации ремонта основных производственных средств газонефте добывающих и перерабатывающих предприятий ОАО "Газпром"(Согласовано Госгортехнадзором РФ 16.12.2000 г.)

63. Полозов В.А., Резвых А.И., Резвых В.А. Оптимизация технического обслуживания магистральных трубопроводов на основе данных внутритрубной инспекции. // Матер. Междунар. научн.-техн. семинара,- Оренбург, 1997. М.: ИРЦ Газпром, 1998. С. 68- 75

64. РД 03-606-03. Инструкция по визуальному и измерительному контролю. М: 2002.

65. РД 09-102-95. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов поднадзорных Госгортехнадзору России. М.: Госгортехнадзор. Пост. N 57 от 17.11.95.- 14 с.

66. РД 153-34.0-17.464.-00. Методические указания по контролю металлаи продлению срока службы трубопроводов П. III и IV категорий. -М.: Минтопэнерго, 2001. -95 с

67. ВСН 51-1-97 Правила производства работ при капитальном ремонте МГ

68. РД 51-4.2-003-97. Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности магистральных газопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 1997 г.- 126

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

70. Резвых В.А. Результаты проведения межведомственных испытаний отечественного магнитного снаряда-дефектоскопа ДМТ-1200 нового поколения. // Матер. Междунар. научн.-техн. семинара. Оренбург, 1997. М.: ИРЦ Газпром, 1998. - С. 124- 129

71. Резвых В.А. Сравнительный анализ комплексов внутритрубной диагностики, разработанных и внедренных ПО «Спецнефтегаз» // Матер. Междунар. научн.-техн. конф. Оренбург, 1999. Материалы совещания, конференции, семинары.- С. 229- 233

72. Резвых В.А. Итоги работы УЭСГ ООО «Оренбурггазпром» по эксплуатации линейной части газопродуктопроводов и ГРС за 2002 г. // Матер. Отрасл.совещания.- г.Валдай, 2003 г. М.: ИРЦ Газпром, 2004.-С. 109- 112

73. Резвых В. А. Организация работ и проведение ремонта на конденсатопроводах. // Сборник докладов научно- практической конференции молодых специалистов ООО «Оренбурггазпром» 2005 г.- г.Оренбург, 2005 г., С. 169-175

74. Резвых В.А., Чирков Ю.А., Кушнаренко Е.В. Методика испытаниянатурных образцов труб, контактирующих ссероводородсодержащей средой. // Вестник Оренбургского государственного университета, Оренбург, 2006, №2(52), с. 152-155

75. Резвых В.А., Степанов С.А. Методы ремонта подводных переходов через малые реки. НТЖ «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе», ВНИИОЭМГ, М.,2007, №3, с.38- 41

76. Рекомендации по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов. -М.: ВНИИГАЗ, 1998

77. Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с поверхностными повреждениями.: М., ВНИИГАЗ, 1996

78. Ржаницин А.Р. Теория расчета строительных конструкций на надежность. М., Стройиздат, 1978

79. СНиП 2.04.12-86 Расчет на прочность стальных трубопроводов.

80. СНиП Ш-42-80*. Магистральные трубопроводы.

81. Ставровский Е.Р. Методы исследования надежности Единой системы газоснабжения и экономических механизмов управления ею. -Известия АН Энергетика, 1995, №6, с.71-79

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

83. Степнов М.Н. Статистические методы обработки результатов механических испытаний. -М.: Машиностроение. -1985. -222 с.

84. СТО Газпром РД 1.12-096-2004 Внутрикорпоративные правила оценки эффективности НИОКР, утвержденных и.о. Председателя Правления ОАО «Газпром» А.Г. Ананенковым;

85. СТО 0-13-28-2006 ООО «Оренбурггазпром». Методика оценки потенциальной опасности и остаточного ресурса трубопроводов, имеющих коррозионные поражения и несплошности в сварных швах и основном металле, выявленные при внутритрубной дефектоскопии.

86. ТМ 0284-96 NACE Standard. Test Method for Stepwise Cracking of Pipeline Steels. Houston, Texas 77218, 1981. 10 p

87. TM 0177-96 NACE Standard. Test Method. Testing of Metals for

88. Resistance to sulfide Stress Cracking at Ambient Temperatures Approved, 1977.-32 p

89. Томашов Н.Д., Чернова Т.П. Теория коррозии и коррозионностойкие конструкционные сплавы. -М.: Металлургия.-1986.-362 с

90. Усманов P.P. «Анализ эффективности проводимых работ по внутритрубной диагностике в ООО «Баштрансгаз». Томск, 2005, с. 50-56.

91. Фатрахманов Ф.К., Велиюлин И.И., Копьев И.Ю., Салкжов В.В. Ремонт магистральных газопроводов и их предремонтные обследования. НТК "Диагностика 2003". Мальта 2003 г

92. Чирков Ю.А., Кушнаренко В.М., Швец А.В., Щепинов Д.Н. Оценка прочности сварных соединений трубопроводов с дефектами и повреждениями. Оренбург, Вестник ОГУ. 2005. - С. 88-93.

93. Шапиро В.Д., Красулин И.Д., Ставровский Е.Р. Нормирование надежности газопроводов. -М.: ИНЭИРАН, 1994.-167 с.

94. Швед М.М. Изменение эксплуатаицонных свойств железа и стали под влиянием водорода. Киев: Наукова думка, 1985. - 120 с.

95. Швец А.В. Ахметов В.Н., Кушнаренко В.М., Чирков Ю.А., Агишев В.Н. Техническое состояние конденсатопровода «Оренбург-Салават-Уфа» (IV нитка). Международная НТК, Оренбург. 2002. - С. 112119.

96. Швец А.В. Оценка вероятности безотказной работы трубопроводов. Оренбург, Вестник ОГУ. 2005. - С. 65-67.

97. Швец А.В., Ахметов В.Н., Щепинов Д.Н. Кушнаренко В.М., Чирков Ю.А., Агишев В.Н Техническое состояние конденсатопровода «Оренбург-Салават-Уфа» IV нитка

98. Швец А.В., Щепинов Д.Н., Дергачева Е.С., Кушнаренко В.М.,

99. Чирков Ю.А., Васильев Н.Ф. Техническое состояние и возможность длительной эксплуатации трубопроводов КНГКМ-ОГПЗ. Оренбург, Вестник ОГУ. 2005. - С. 54-59.

100. Швец А.В., Щепинов Д.Н., Кушнаренко В.М. Дефекты металла труб и свар-ных соединений трубопроводов. Оренбург, Вестник ОГУ. -2005.-С. 74-76.

101. Шмаль Г.И., Иванцов О.М. Надежность магистральных нефтепроводов и газопроводов в России. «Строительство трубопроводов», 1994, №1, 6-14.

102. Щербинский В.Г., Алешин Н.П. Ультразвуковой контроль сварных соединений. М., Стройиздат, 1989.

103. Яковлев А.И. Коррозионное воздействие сероводорода на металлы. -М.% ВНИИЭгазпром, 1972.-42с.

104. Ямамота К., Мурата Т. Разработка нефтескважинных труб, предназначенных для эксплуатации в среде влажного высокосернистого газа // Технический доклад фирмы "Nippon Steel Corp".-1979.-63 с.

105. Gas pipelines incidents. Pipes and Pipelines Internetional, 1988, Vol. 3, №4, pp 11-14

106. Ho-Chung-Qui D.F., Williamson A.I. Corrosion Experiences and Inhibition Practices in Wet Sour Gas Gathering Systems //Corrosion-87.-San-Francisco, 1987.-Pap.22.

107. Hewes F.W. Monitoring Internal Corrosion in Pipelines Transporting Natural Gas Containing H2S and C02 //5-th International Congress on Metallic Corrosin. Tokio, 1972. - P. 96 -111

108. Hovey D.J., Farmer E.Y. Pipeline accident, failure probability determined from historical data // Oil and Gas Y. 1993 - v. 91, № 28 - p.p. 104-107

109. Thomas J. O'Grady II, Daniel T. Hisey, John F. Kiefner Pressure calculation for corroded pipe developed. Oil & Gas Journal. Oct. 1992. P. 84-89

110. Advances in Solid-Liquid Flow in Pipes and its Application, edited by I/Zandi.- Pergamon Press. New York, 1971. - 46 p

111. ANSI/ASME В 31G-1984. Manual For Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines. ASME. New Yorkа) фрагмент дефектаб) изображение дефекта по результатам внутритрубной дефектоскопии

112. Рис. 1 Внутренняя потеря металла по результатам магнитной ВТДа) фрагмент дефекта

113. ЙЧ = 3.0 mm Offset! O.OQ m Ъ □ neu cont. man. T0 1С t О »D SB S R7456 7890 "I 234567B901 23<45678901 234 5678901 2345678901 23lII—JI—L-J—l—J—l—i—I—I—I—I—Iа) фрагмент дефекта1. Fjg Кил 20RB

114. Fj.e No. lB31-iS32 Tue Feb И 1BJ50S40 13971. ГЁГ1. О So1. Hedi urnunknown <1450 m/s)uay nw i uin имкииым \i TJU iff й/ с П SO J 56

115. Ut Pressure not measured Tetnp, not measured f ® u. ' 4i

116. ODist Pendulum 180* CSp.230) Odofad 1.1506083 0 3 ых'

117. OClock Distance 114230.6 m Offsets 0.00 m1 mritfi .0 mmB□ neu cont. man. 10 Л t » nDES0 9 0 12 3t 114241.21 mб) изображение дефекта по результатам внутритрубной дефектоскопии

118. Рис. 3 Металлургическое расслоение по всей секции по результатам УЗ ВТДа) фрагмент дефекта. К 400:11. FiS Кип 1DHB1. File Via. В1Э1. ПГ1. Fri Oct 2? 10»l3il9 20001. Г.Лdid =t гв??.аа mdis2 = ге?е.9з mid is в 1.104 m-P 7 P э 1 -f41 = ID.? mm42 = 19.7 mm

119. Дч = S.O mm Offset! -11.35 n Ъ □ n«u eorH. man. T9 Я t О «D d S R02 3 A 5 .6 7 В 3 В 1 2 3 A Б 7 f 9 9 1 2 3 A 5 Б 7 В 3 О 1e m SO! 16-0 mrtiBiM

120. Temp. not measured ^ g 11+ . ,a -? Qdofac: 0.5811946 ut! lB-7nmMiHб) изображение дефекта по результатам внутритрубной дефектоскопии

121. Рис.4 Металлургическое расслоение по результатам УЗ ВТДпрерывистое расслоение)а) фрагмент дефекта. К 200:11 stand-off1 uallth.2 uallth.з uallth.1. Med i um1450 m/s at 20*C>

122. Pressure not measured Temp, not measured . , пй

123. P = nm 1ЯШ fd n 15ПЧ lUn^c! n Qqu"l141 W * HI 111 HI1. Pendulum □ i stance180 * (Sp. 12Э) 1061.2 in

124. Odofac: 0.9343141 Offset: 0.00 m1. File manual .5 .6.7 E a 41. Г0 sS

125. Pis Ran GGPn Tile Na. 1514 Xhu Oct 31 15:25:0? 1SB6---. . ----— -v1ln ■,■ ■,■■,„■„-,„ „fn.б) и зображение дефекта по результатам внутритрубной дефектоскопии

126. Рис. 5 Металлургическое расслоение по результатам УЗ ВТДчервячное расслоение)а) фрагмент дефекта

127. Pig Кип SflDB File No. В9Э-В94 Пет Jun 21 11:0B!0Э 1ВЭ9б) изображение дефекта но результатам внутритрубной дефектоскопии Рис. 6 Закат по результатам УЗ ВТДа) фрагмент дефекта

128. Pig Run SflDR File No. 915 Поп Jun 21 11127«42 19996. изображение дефекта по результатам внутритрубной дефектоскопии Рис. 7- Закат по результатам УЗ ВТДа) фрагмент дефекта

129. Fig Run 5Й0Е File Ma. 559 Мол Dec 10 08:43t51 2B00d i si = 1?636.92 m 41 = 5.2 mm dis2 = 17638.16 m ч2 » 13.1 mm idis а 1.237 m йч = 7.9 mm255*

130. File Ma. 1ВИ7 ^ Thu Oct 31 10;t9=05 199Вdis1 = 422?.39 m ч1 = 19.5 mdis2 « 4220.05 m ч2 = 10.1 mmidis ■ 0.655 m Лч « 0.4 mrr1. Б 7 8 .3 ? 12 3 A .5 В259*

131. Temp, not measured Ё is tJ+ . <o „„rj Odofac: 0 . 9925331 ^ & ut' 1 0 • 7 mm" Offset' 0.00 m cont. manual 10 0 $ S КЗe .9 9 .1 .2 ,3 A .5 Б1. So so: 16. 1 mm Вб) Изображение дефекта по результатам внутритрубной дефектоскопии

132. Рис. 9 Неметаллические включения по результатам УЗ ВТДа) фрагменты дефектат- iavmidsi Т Bt73/DiEn1. И 2601. О 1гс-1го TS 1 по fp г поб) Изображение дефекта по результатам внутритрубной дефектоскопии

133. Temp, not measured P ь; + . *

134. Odofac: 0.4724170 & A wx' 14,1 nm000 m % □ neu cont. mar. T0 Я t » »D с S R0

135. A .5 .5 7 a .9 э .1 г .3 Aт щ Ш1 н ■1 шб) Изображение дефекта по результатам внутритрубной дефектоскопии Рис. 12 Вмятина на сварном шве по результатам УЗ ВТДа) фрагмент дефекта

136. Рис. 13 Гофр по результатам магнитной ВТД