Разработка системы предупреждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепроводов России тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.13, доктор технических наук Черняев, Константин Валерьевич

• Черняев, Константин Валерьевич
• доктор технических наук
• 1998

Оглавление диссертации доктор технических наук Черняев, Константин Валерьевич

СОДЕРЖАНИЕ

, С'Гр. ВВЕДЕНИЕ

1. РАЗРАБОТКА ОСНОВНЫХ ПОЛОЖЕНИЙ СИСТЕМЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОТКАЗОВ И ПРОДЛЕНИЯ СРОКА СЛУЖБЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ РОССИИ

1.1. Анализ состояния магистральных нефтепроводов

1.2. Эксплуатационная надежность системы нефтеснабжения

1.3. Исходные предпосылки и основные положения концепции системы предупреждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепроводов

1.4. Выводы по главе 1

2. ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ

2.1. Анализ методов диагностического контроля и методов оценки прочности и долговечности магистральных нефтепроводов с дефектами

2.2. Концепция комплексного диагностического обследования магистральных нефтепроводов с применением внутритрубных инспекционных снарядов высокого разрешения

2.3. Натурные испытания на прочность труб с дефектами потери металла

2.4. Оценка прочности нефтепроводов по результатам дефектоскопии

2.5. Статистический анализ состояния нефтепроводов по данным диагностики

2.6. Организация мониторинга технического состояния магистральных нефтепроводов

■ з

2.7. Выводы'по главе 2

3. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

3.1. Анализ трассы трубопровода

3.2. Анализ процесса нагружения

3.3. Влияние коррозии на напряженное состояние нефтепровода

3.4. Прогнозирование малоцикловой усталости

3.5. Выводы по главе 3

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЕРИОДИЧНОСТИ ОБСЛЕДОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ВНУТРИТРУБНЫМИ ИНСПЕКЦИОННЫМИ СНАРЯДАМИ

4.1. Обзор литературы для разработки

методики по оценке периодичности диагностирования

4.2. Выбор факторов, влияющих

на периодичность внутритрубной диагностики

4.3. Концепция определения периодичности внутритрубной диагностики магистральных нефтепроводов

4.4. Порядок определения периодичности

внутритрубной диагностики

4.5. Выводы по главе 4

5. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ВЫБОРОЧНОГО РЕМОНТА

МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

5.1. Обзор существующих методов ремонта трубопроводов

5.2. Технико-экономическое обоснование эффективности ремонта нефтепроводов по композитно-муфтовой технологии

5.3. Испытания на прочность и долговечность труб с дефектами, отремонтированных по

композитно-муфтовой технологии

5.4. Разработка методики выбора технологии ремонта нефтепроводов по результатам

внутритрубной диагностики

5.5. Выводы по главе 5

6. ЭФФЕКТИВНОСТЬ СИСТЕМЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОТКАЗОВ И ПРОДЛЕНИЯ СРОКА СЛУЖБЫ

МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

6.1. Эффективность диагностики снарядами высокого разрешения по сравнению с диагностикой снарядами низкого разрешения

6.2. Снижение аварийности

6.3. Экономическая эффективность системы предупреждения отказов и продления

срока службы магистральных нефтепроводов

6.4. Выводы по главе 6

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

ЛИТЕРАТУРА

ПРИЛОЖЕНИЯ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка системы предупреждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепроводов России»

ВВЕДЕНИЕ

Общественная потребность в более высоких стандартах защиты населения и окружающей среды, усиление экономических санкций со стороны государства за их нарушение выдвинули необходимость предупреждения отказов, продления срока службы магистральных нефтепроводов (МН) в число первоочередных задач, стоящих перед нефтетранспортными предприятиями России. .

Проблема обеспечения безопасности эксплуатации и продления срока службы линейной части (ЛЧ) нефтепроводов всегда находилась в центре внимания Акционерной компании по транспорту нефти "Транснефть" (АК "Транснефть"), ее дочерних акционерных обществ (Открытых акционерных обществ магистр;альных нефтепроводов - ОАО МН), эксплуатирующих магистральные нефтепроводы России. Арсенал ранее доступных для решения этой проблемы технических средств предусматривал проведение гидравлических переиспытаний трубопроводов повышенным давлением и устранение выявленных при этом дефектов, проведение капитального ремонта трубопроводов с заменой трубы или с заменой изоляционного покрытия. Выбор участков трубопровода для капитального ремонта производился на основе статистики аварий, результатов электрометрических измерений, данных визуального контроля при проведении шурфования трубопровода. Однако, ввиду больших затрат, необходимости вывода нефтепровода на длительное время из эксплуатации, решить задачу предупреждения отказов на магистральных нефтепроводах России протяженностью 48,5 тыс. км на основе проведения переиспытаний и сплошного капитального ремонта не представлялось возможным. Ограниченность информации, используемой для оценки необходимости капитального ремонта, не позволяла своевременно выявить те участки, которые в первую очередь нуждались в восстановлении их работоспособности.

Анализ состояния аварийности магистральных нефтепроводов показал, что в начале 9.0-х годов интенсивность потока отказов, аварий не только утратила тенденцию к снижению, но и стала приобретать возрастающий характер. Это было обусловлено ростом числа отказов, аварий на магистральных нефтепроводах со сроками службы 15...20 лет и выше. Увеличение отказов, аварий при достижении определенных сроков службы характерно для любой механической системы и связано с ухудшением ее состояния под влиянием процессов износа, накопления коррозионных и усталостных повреждений в предшествующий период эксплуатации. Таким образом, применявшиеся ранее методы поддержания и восстановления работоспособности нефтепроводов были не в состоянии предупредить роста их аварийности по мере увеличения продолжительности эксплуатации.

Научные разработки отечественных ученых (И.Г.Абдуллина, В.Л.Березина, П.П.Бородавкина, Л.И.Быкова, А.Г.Гумерова, А.П.Гусенкова, Э.М.Гутмана, Р.С.Зайнуллина, О.М.Иванцова, Н.А.Махутова, О.И.Стеклова, Э.М.Ясина и др.) и зарубежных исследователей в области обеспечения надежности и продления срока службы магистральных трубопроводов не охватывают всех вопросов решения данной проблемы.

Стратегическим направлением политики АК "Транснефть" в области обеспечения надежности нефтепроводной системы и минимизации затрат является комплексный подход к вопросам диагностики и капитального ремонта, который обеспечивает значительное сокращение средств и повышение их эффективности.

Для обеспечения безопасной эксплуатации любые ухудшения в состоянии нефтепровода должны своевременно предупреждаться. Реализация этого принципа должна основываться на выполнении целенаправленной системы мер по совершенствованию технического обслуживания и ремонта нефтепроводов, основанной на проведении систематического контроля трубопроводной системы неразрушающими методами, проведении ремонта или

назначении безопасных технологических режимов перекачки нефти по результатам контроля.

Создавшаяся в России с начала 90-х годов экономическая ситуация не позволила как по финансовым, так и по техническим возможностям использовать в дальнейшем технологию сплошного ремонта в качестве основного од к е. н!

метода капитального ремонта линейной части магистральных нефтепроводов. С началом экономических реформ в стране произошло значительное падение объемов капитального ремонта нефтепроводов. Вследствие ухудшения финансового положения предприятий нефтепроводного транспорта и значительного увеличения стоимости материалов, труб, механизмов и оборудования, произошло снижение объемов капитального ремонта до 296 км в 1993 году. Появился риск потери достигнутого уровня функционирования нефте-

■1 ;' О'Д! ! ! ' :

проводов в связи со старением основных фондов.

В этих условиях Компания "Транснефть" перешла на реализацию программы, основным направлением которой являлись: переход к выборочному ремонту трубопроводов по результатам внутритрубной диагностики, обновление существующего парка техники, разработка технологий ремонта повышенной производительности.

Стратегия выборочного ремонта (как более дешевый и эффективный вид капитального ремонта) получила в настоящее время приоритетное значение вместо широкомасштабной сплошной замены протяженных участков трубопровода и заключается в том, что ремонтируются только дефектные трубы или дефектные участки. Применение технологии выборочного ремонта возможно только на основе проведения сплошного диагностического контроля трубопровода с использованием внутритрубных инспекционных снарядов (ВИС) высокого разрешения, позволяющих с высокой точностью выявлять дефекты. ! м

Практический опыт 7-летнего использования внутритрубных профи-лемеров "Калипер" и дефектоскопов "Ультраскан", накопленный ОАО Центр технической диагностики "Диаскан" АК "Транснефть", показал высо-

кую эффективность применения этих систем для неразрушающего диагностического контроля магистральных нефтепроводов. Этими ВИС выявляются аномалии геометрии труб (вмятины, гофры, овальности сечения) и дефекты стенки: потери металла различного происхождения (коррозионного, механического, технологического), а также внутристенные несплошности типа расслоений.

В ближайшем будущем для обследования отечественных магистральных нефтепроводов будут введены в эксплуатацию новые типы диагностических снарядов, позволяющие выявлять новые типы дефектов - трещины и трещиноподобные дефекты в основном металле труб и сварных швах (продольных, поперечных, спиральных). Таким образом, в АК "Транснефть" будет завершейо создание системы комплексного четырехуровневого диагностического контроля, обеспечивающей выявление потенциально опасных дефектов любых типов, которые могут служить причинами аварий на эксплуатируемых нефтепроводах.

Для оценки степени опасности дефектов кроме достоверной оценки геометрических параметров необходимы также достаточно эффективные расчетные методики. Очевидно, что чем точнее будет оцениваться опасность дефектов на стадии расчетного анализа, тем более обоснованно будет определяться необходимость ремонта этих дефектов.

В настоящее время вопросам оценки опасности дефектов посвящено значительное количество работ. На стадии проекта прочность магистрального трубопровода закладывается в соответствии с нормами СНиП 2.05.06-85. Возможность наличия дефектов в стенке трубы и сварных швах, их влияние на прочность трубопровода в этом нормативном документе не учитываются.

Вместе с тем, современные методы расчетного анализа позволяют проводить расчеты конструкций с дефектами на прочность и долговечность. При оценке прочности трубопроводов дефекты рассматриваются как концентраторы напряжений или как трещины. Соответственно в расчетах используются два критерия предельного состояния: образование макротрещины в наи-

более нагруженной зоне (в вершине концентратора) и развитие макротрещины от исходного трещиноподобного дефекта. В первом случае расчеты сводятся к определению числа циклов до образования видимой усталостной трещины. Расчётное определение долговечности осуществляется по уравнениям кривых малоцикловой усталости с введением соответствующего запаса по долговечности. Во втором случае любой дефект независимо от его природы рассматривается как трещина. Долговечность определяется временем роста этой трещины под влиянием циклических нагрузок до критических размеров или до появления сквозного повреждения. Критические размеры трещин определяются на основе принципов нелинейной механики разрушения.

Математические модели накопления повреждений и роста усталостных трещин, методы механики разрушения нашли применение в работах ИМАШ РАН, ИПТЭР, ВНИИСТ, ВНМИГАЗ и др., посвященных методам оценки прочности и долговечности трубопроводов с дефектами. Это направление развито в трудах отечественных ученых А.Г.Гумерова, А.П.Гусенкова, Р.С.Зайнуллина, Н.А.Махутова, О.И.Стеклова, М.Ф.Фокина и др., а также в работах зарубежных исследователей А.Р.Даффи, Д.Ф.Кифнера, Г.Хана, М.Саррата, А.Розенфилда и др. Однако, практическое использование этих моделей, методов возможно только при наличии достоверной информации о геометрических параметрах дефектов и о других факторах.

При оценке прочности и долговечности трубопровода с дефектами важная роль принадлежит оценке напряженно-деформированного состояния (НДС) зоны дефекта. Для решения этой задачи используются различные расчетные и экспериментальные методы. В настоящее время значительное распространение получил метод конечных элементов (МКЭ), позволяющий определять НДС; тела произвольной формы с учетом упругопластических деформаций материала. На практике описание геометрии дефекта может быть выполнено с такой точностью, с которой она может быть получена существующими методами неразрушающего контроля. Кроме точного опи-

сания геометрии дефекта важно также иметь достоверную информацию о параметрах других действующих факторов, таких как фактические свойства материала в зоне дефекта, данные о накопленной повреждаемости, о коррозионном воздействии среды и т.д. В реальных условиях получить в полном объеме всю необходимую информацию не представляется возможным.

Поэтому появилась задача: разработать методику расчета, которая позволяла бы в условиях неполноты информации с достаточной для инженерных целей точностью оценивать опасность дефектов, геометрические параметры которых задаются по данным внутритрубных дефектоскопов.

Достоверность такой методики может быть обеспечена только на основе обобщения экспериментальных данных по результатам натурных испытаний труб отечественного производства с дефектами.

Обзор технической литературы по экспериментальным исследованиям напряженного состояния трубопровода с поверхностными повреждениями показал, что в настоящее время выполнены отдельные исследования на на-

I • л I ',

турных элементах труб с дефектами в виде вмятин, рисок и их комбинации (в частности, работы, проведенные в НфИМАШ РАН). В тоже время эксперименты по оценке прочности труб с коррозионными повреждениями либо отсутствуют, либо выполнены на трубах зарубежного производства (например, испытания труб в институте им. Баттеля, США).

Не менее важной проблемой, наряду с оценкой текущего технического состояния по результатам диагностики является решение задачи прогнозирования технического состояния нефтепровода, решение которой, должно, в свою очередь, основываться на математических моделях развития дефектов до предельного состояния.

Задача стоит не только в определении опасных по критерию статической прочности дефектов, требующих ремонта. Такие дефекты должны быть отремонтированы как можно в более короткие сроки, поскольку они в любой момент могут привести к отказу нефтепровода.

Для выбора стратегии эксплуатации нефтепровода с выявленными дефектами необходимо решить вопрос, что делать с остальными дефектами, которые являются неопасными на момент проведения внутритрубной диагностики и не требуют принятия срочных мер по их ремонту. Однако, с увеличением срока: эксплуатации МН под влиянием механических, коррозионных и других воздействий происходит развитие повреждений, рост ранее возникших и образование новых дефектов труб.

Результаты проведенных исследований показывают, что уровень напряжений существенно влияет на интенсивность коррозии. При уровнях окружных напряжений в действующих нефтепроводах, скорость коррозии более чем в 1,5 раза превышает скорость коррозии ненапряженного элемента. Таким образом, и коррозионные, и усталостные процессы в значительной мере зависят от уровня нагруженности нефтепровода. Поэтому без анализа уровня нагруженности, оценки НДС невозможно прогнозирование технического состояния трубопровода. Уровень НДС, в свою очередь, зависит от давления перекачки и профиля (высотных отметок) трассы трубопровода. С точки зрения коррозионной повреждаемости более опасными являются: пониженные участки трассы (ввиду возможности скопления воды и развития внутренней коррозии), участки с компенсаторами, упругими изгибами, переходы под автомобильными и железными дорогами, участки с агрессивными грунтами, подводные переходы. Результаты определения НДС с учетом профиля трассы и оценка скорости коррозии с учетом НДС позволяют сформировать прогноз коррозии и малоцикловой усталости по длине нефтепровода, ранжировать участки МН по степени риска аварий.

Возникновение новых и возможное развитие обнаруженных ранее дефектов до состояния опасных вызывают необходимость проведения повторных пропусков ВИС. Вместе с тем, необходимо учитывать, что проведение внутритрубной диагностики является довольно сложным организационно-техническим и дорогим мероприятием и что по уровню исходной дефектности и темпам развития дефектов отдельные участки нефтепроводов могут

существенно отличаться. Поэтому возникает необходимость решения задачи

определения оптимальной периодичности диагностирования МН с помощью

■ i •

инспекционных снарядов высокого разрешения.

Опыт эксплуатации магистральных нефтепроводов показывает, что дефекты в зависимости от их размеров, формы, ориентации могут приводить к нарушению целостности трубопровода через различные сроки службы. Глубокие острые дефекты, допущенные при изготовлении труб и выполнении строительно-монтажных работ - СМР (трещины, риски, царапины, риски во вмятинах, непровары значительных размеров), могут служить причиной разрушений трубопровода в первые месяцы эксплуатации, дефекты небольших размеров - спустя несколько десятилетий, (в результате накопления коррозионных и усталостных повреждений). Соответственно диагностирование должно производиться на протяжении всего жизненного цикла трубопровода с определенной периодичностью. Первичное - для выявления грубых дефектов труб и дефектов СМР - сразу по окончании строительства или в первые месяцы после ввода трубопровода в эксплуатацию. Практика проведения таких обследований в ОАО "Сибнефтепровод" и ОАО "Северо-Западные Магистральные Нефтепроводы" на участках, подвергнутых ремонту с заменой труб, подтвердила их необходимость.

Вопросы определения временных интервалов до второго и последующих диагностических обследований требуют более детального рассмотрения и обоснования.

i ;

Определение периодичности диагностики напрямую связано с обеспечением надежности нефтепроводов. За время до очередной инспекции дефекты не должны получить опасного развития до критических размеров и стать причиной отказа (аварии) трубопровода. Кроме того, при оценке периодичности помимо данных о дефектах (состав, типы, плотность распределения, геометрические размеры, опасность дефектов, прогнозируемая скорость их развития) необходимо учитывать риск дальнейшей эксплуатации нефтепровода, зависящий в основном от тяжести последствий возможных

аварий. Последнее в значительной мере связано с месторасположением исследуемого участка МН (потенциальной опасностью для жизни людей от выброса перекачиваемого продукта, затратами на устранение экологических последствий аварий и т.п.). Таким образом, определение периодичности диагностики требует учета влияния как факторов, определяющих возможность возникновения аварий, так и факторов, характеризующих величину ущерба от возможных аварий.

Выполненный анализ показал, что в отдельных работах, посвященных определению степени риска эксплуатации магистральных нефтепроводов, вопросы определения межинспекционных интервалов не рассматриваются.

Увеличение объемов внутритрубной диагностики предполагает оперативное устранение обнаруженных дефектов нефтепроводов. Это возможно только при внедрении принципиально новых эффективных технологий ремонта трубопроводов.

В настоящее время в России одной из самых распространенных является технология, предусматривающая вырезку дефектных участков нефтепровода и врезку (вварку) новых катушек (коротких участков трубопровода). Эта технология, применяемая как при капитальном ремонте, так и при выборочном ремонте, имеет ряд недостатков, а именно:

- Необходимость остановки перекачки нефти на длительное время, что может привести при широком использовании вырезки к значительным потерям в экономике страны из-за возможного срыва поставок нефти потребителям.

- Необходимость освобождения ремонтируемого участка нефтепровода от нефти, что требует отвода нефти по технологическим трубопроводам: в специально открытые котлованы или в другой нефтепровод. Такие работы являются весьма трудоемкими и экологически небезопасными и требуют последующей очистки грунта от нефтяных загрязнений и рекультивации прилегающей территории.

- Необходимость проведения сварочных работ на поверхности нефтепровода, требующих определенных мероприятий по обеспечению безопасности.

Реализация технологии вырезки в больших масштабах из-за приведенных выше причин сопряжена со значительными трудностями, поэтому ее применение следует ограничить только теми дефектами, ремонт которых другими методами невозможен или экономически нецелесообразен.

Решение проблемы эффективного ремонта магистральных нефтепроводов усугубляется тем, что нормативная база по ремонту МН устарела.

До настоящего времени ремонт дефектов на отечественных магистральных нефтепроводах осуществлялся в соответствии с изданными ранее 5 отраслевыми руководящими документами (РД 39-110-91, РД 39-0147103334-86, РД 39-0147103-327-88, РД 39-0147103-360-89, "Правила капитального ремонта подземных трубопроводов"), ориентированными преимущественно на такие виды ремонта, как аварийный или временный. В соответствии с этими документами в практике эксплуатации находили применение различные виды ремонта, в числе которых были: установка приварных заплат или муфт, заварка локальных коррозионных дефектов, рисок, царапин, врезка новой катушки или замена участка трубопровода. Для устранения течей через свищи использовалась установка хомутов, чопиков. Ремонт с применением сварки на поверхности действующего нефтепровода допускался лишь при малых давлениях перекачки.

Анализируя ситуацию, сложившуюся на сегодня с нормативной базой по ремонту магистральных нефтепроводов России., можно выделить следующие проблемы. Отсутствует единый нормативный документ по ремонту нефтепроводов, объединяющий различные виды ремонта применительно к дефектам различных типов. 1 февраля 1996г. истек срок действия последнего из нормативных! документов (РД 39-110-91), и в настоящее время в АК "Транснефть" нет нормативного документа, регламентирующего требования к проведению ремонта дефектов магистральных нефтепроводов. Документы

устарели "морально", т.к. они не предназначены для проведения быстрого, эффективного выборочного ремонта опасных дефектов в тех значительных количествах, которые выявляются при внутритрубной диагностике. Кроме этого, существующие документы нуждаются в обновлении и дополнении на основе последних исследований по вопросам прочности магистральных нефтепроводов и обобщения опыта ремонта трубопроводов. Появление новых

¡о м

эффективных технологий ремонта и типов ремонтных конструкций также вызывает необходимость разработки практических рекомендаций по их применению.

Эти обстоятельства свидетельствуют о необходимости создания единого нормативного документа, определяющего состав работ по техническому обслуживанию и ремонту нефтепроводов, проводимых на основе диагностической информации. Разработка и внедрение такого документа позволит повысить уровень надежности и обеспечения безаварийной эксплуатации магистральных нефтепроводов на основе определения фактического технического состояния линейной части и своевременного проведения ремонтных мероприятий с использованием современных эффективных методов ремонта.

Учитывая тенденцию ухудшения состояния магистральных нефтепроводов по мере увеличения продолжительности эксплуатации под влиянием процессов накопления и развития повреждений, необходимость оптимального, экономного расходования финансовых ресурсов на поддержание системы МН в работоспособном состоянии (что возможно за счет применения внутритрубной диагностики и эффективных методов ремонта), была сформулирована цель настоящей диссертационной работы - разработка системы предупреждения отказов и продления сроков службы магистральных нефтепроводов России, которая позволит продлить их срок эксплуатации на период не менее 30 лет.

Для решения поставленной цели в диссертационной работе были решены следующие основные задачи:

1. На основе проведенного анализа состояния магистральных нефтепроводов, причин аварийности линейной части сформулированы основные положения системы предупреждения отказов и продления сроков службы МН, которая позволяет продлить их срок эксплуатации на период не менее 30 лет, не нарушая нормальный режим работы.

2. Разработана методология четырехуровневого интегрированного диагностического контроля МН с помощью внутритрубных инспекционных снарядов (ВИС) и оценки их технического состояния по результатам диагностирования.

3. Проведены натурные испытания на прочность труб с дефектами по-

! : и С ■ ■ '; ' ' ;

тери металла коррозионного и механического происхождения и на основе обобщения их результатов разработана нормативная отраслевая методика оценки опасности дефектов МН по данным внутритрубных дефектоскопов. На основании статистического анализа диагностической информации 23 тыс. км обследованных МН АК "Транснефть" установлено, что! в среднем опас-

\ , 'ОН Н . : : ......:

ными по результатам расчетов на прочность (требующими ремонта или снижения рабочего давления) являются не более 1.5% дефектов от общего количества обнаруживаемых дефектов, остальные 98.5% дефектов являются неопасными и не требуют принятия срочных мер по ремонту.

4. Разработана методика прогнозирования индивидуального остаточного ресурса нефтепровода с трещиноподобными дефектами с учетом случайного характера его нагружения, позволяющая определять интервальные оценки времени безаварийной эксплуатации участков МН.

5. Разработана методика определения периодичности обследования магистральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами, базирующаяся на принципе балльной оценки факторов риска.

6. Проведены исследования эффективности существующих в настоящее время в мировой практике методов ремонта магистральных трубопроводов без остановки перекачки. Сравнительный анализ показал, что по комплексу технико-экономических критериев наиболее эффективной и перепек-

тивной технологией выборочного ремонта является композитно-муфтовая' технология (КМТ).

7. Проведены натурные испытания на прочность и долговечность труб с дефектами, отремонтированными по КМТ. Положительные результаты испытаний на трубах отечественного производства с наиболее опасными де- . фектами при наиболее неблагоприятных режимах нагружения доказали высокую эффективность КМТ по полному восстановлению прочности и долговечности отремонтированных участков нефтепроводов.

8. Разработана методика выборочного ремонта МН по результатам внутритрубной диагностики, определяющая наиболее эффективные методы ремонта для каждого вида дефектов в зависимости от их геометрических параметров.

" л. i ] ■ \

Научная новизна диссертации состоит в том, что в ней впервые получены следующие результаты:

1. Предложено решение задачи предупреждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепроводов осуществлять на основе системного, комплексного подхода. Этот подход состоит в обнаружении в нефтепроводе средствами внутритрубной диагностики дефектов любого происхождения и ремонте их до того, как они получат развитие до критического состояния; предусматривает классификацию дефектов по степени опасности на основании результатов расчетов на прочность, составление программ ремонта на основе информации об опасных дефектах, проведение мониторинга за развитием остальных дефектов по результатам периодического диагностирования с использованием компьютерных банков данных.

2. Определены требования к функциям' систем технического обслуживания и ремонта линейной части (JI4) МН. Установлено, что основной функцией системы технического обслуживания должно быть информационное обеспечение ремонта. Показано, что эта функция наиболее эффективно вы- 1 полняется при использовании средств внутритрубной диагностики.

3. Сформулированы основные требования, обеспечивающие эффективность проведения внутритрубной диагностики; обоснована экономическая целесообразность применения снарядов высокого разрешения.

4. Разработана расчетная методика прогнозирования индивидуального остаточного ресурса нефтепровода в зонах трещиноподобных дефектов с учетом случайного характера нагружения.

5. Разработан методический подход определения периодичности диагностирования магистральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами, основанный на анализе факторов риска эксплуатации.

6. Сформулированы основные требования к проведению выборочного ремонта. Показано, что этим требованиям в наибольшей степени отвечает технология композитно-муфтового ремонта, эффективность которой для

широкого круга наиболее опасных дефектов подтверждена результатами на-

¡: . .

турных испытаний.

7. Разработана методика выбора ремонтной технологии дефектных участков магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики, определяющая состав работ по техническому обслуживанию и ремонту нефтепроводов, проводимых на основе диагностической информации.

Практическая ценность работы заключается в том, что полученные в ней результаты позволили на принципиально новом высоком уровне, с использованием системного подхода осуществить на практике решение задач по предупреждению отказов и продлению срока службы магистральных нефтепроводов благодаря созданию эффективной системы их технического обслуживания и ремонта. Для этого при непосредственном участии автора был разработан ряд нормативно-методических документов:

- на основе обобщения результатов испытаний труб с различными дефектами разработана и совершенствуется нормативная методика оценки опасности дефектов по данным внутритрубных дефектоскопов;

- на основе анализа состава дефектов, обнаруживаемых при внутри-трубной диагностике, внесены предложения в проект Закона о трубопроводном транспорте и в СНиП на строительство магистральных трубопроводов, направленные на обеспечение их эксплуатационной надежности;

- разработан, согласован Госгортехнадзором России и утвержден в АК "Транснефть" руководящий документ: "Нормы периодичности обследования магистральных трубопроводов внутритрубными инспекционными снарядами" (РД 153-39-029-98);

- на основе сравнительного анализа различных технологий выборочного ремонта разработано технико-экономическое обоснование приобретения технологии ремонта магистральных нефтепроводов, согласованное ведущими научно-исследовательскими организациями отрасли и утвержденное АК "Транснефть";

- на основании проведенных натурных прочностных испытаний труб отечественного производства с опасными дефектами, отремонтированными

' | HJ

по КМТ, выпущен Итоговый Протокол по результатам испытаний, согласо-

j ': t ' : ' ;

ванный в Госгортехнадзоре РФ и утвержденный АК "Транснефть";

- на основании проведенных исследований выпущен отраслевой нормативный документ (РД 153-39-030-98) "Методы ремонта дефектных участков нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики".

Проведение ремонта по данным диагностирования многократно повысило его эффективность. В результате достигнуто существенное повышение надежности, снижение аварийности магистральных нефтепроводов. В 1997 г. количество аварий составило 0,06 аварий на 1000 км нефтепроводов в год по сравнению с 0,25 в 1993 г.

Результаты внедрения основных положений диссертации представлены в Приложениях 11-14.

Основные результаты работы докладывались на Международной бизнес-конференции "Нефть и газ - 95" (Москва 1995г.), на Научно-технической конференции "Диагностика магистральных нефтепроводов и

технологического оборудования трубопроводного транспорта неразрушаю-щими методами контроля (Москва, 1995г.), на Международных деловых встречах "Диагностика-94", "Диагностика-95", "Диагностика-96", "Диагностика-97" (Ялта 1994, 1995, 1996, 1997 гг. соответственно), "Диагностика-98" (Сочи, 1998г.), на Международных научно-практических конференциях "Безопасность трубопроводов" (Москва 1995, 1997 гг.), на Научно-практическом семинаре "Старение трубопроводов, технология и техника их диагностики и ремонта" (Москва, 1996г.), на научно-техническом семинаре "Передовые методы и средства защиты трубопроводных систем от коррозии" (Кострома, 1996г.), на Четвертой Международной конференции "Транспортировка нефти и газа в бывшем Советском Союзе (Москва, 1996г.), на Международной конференции "Трубопроводный транспорт - связующее звено между производителями нефти и ее потребителями" (Москва, 1997г.), на Втором международном конгрессе "Новые высокие технологии для нефтяной и газовой промышленности и энергетики будущего" (Москва, 1997г.), на 6-ом Всероссийском совещании-семинаре "Совершенствование Государственного надзора за безопасностью эксплуатации магистральных трубопроводов" (Уфа, 1997г.), на совещании в Госкомитете по нефти и газу Украины (Киев, 1997г.), на совещании в Институте электросварки им. Е.О.Патона (Киев, 1997г.), на международной научно-производственной конференции "Основные проблемы эксплуатации магистральных нефтепроводов Казахстана" (Атырау, 1997г.), на Международной конференции по диагностике трубопроводов (Хьюстон, 1998г.), на Международной конференции "Трубопроводные проекты в России и СНГ" (Москва, 1998г.), на Международной конференции "Коррозия - 98" (Львов, 1998г.), на Международной конференции европейских нефтяных компаний по вопросам охраны окружающей среды (Брюссель, 1998г).

По теме диссертации автором опубликована 31 работа, в том числе две монографии [33,152] и учебное пособие [205].

1. РАЗРАБОТКА ОСНОВНЫХ ПОЛОЖЕНИЙ СИСТЕМЫ

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОТКАЗОВ И ПРОДЛЕНИЯ СРОКА

■ ■ ' Г? >.." 1

СЛУЖБЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ РОССИИ

1 ; \

1.1. Анализ состояния магистральных нефтепроводов

Россия является крупнейшей державой в мире в области трубопроводного транспорта: общая протяженность трубопроводов превышает 200 тыс. км, из них 47,6 тыс. км - это магистральные нефтепроводы, по которым транспортируется 99,5% добываемой в России нефти. Трубопроводные системы являются важнейшей составной частью энергетического комплекса России.

Система магистральных нефтепроводов России создавалась преимущественно в период с 1950 по 1980 гг., при этом основная часть нефтепроводов была построена в 1960-1970 гг. в условиях необходимости транспортировки нефти от месторождений Западной Сибири в центральные регионы страны (табл. 1.1). Для этого периода было характерно строительство ускоренными темпами МН большой протяженности и большого диаметра.

Распределение МН АК "Транснефть" по срокам эксплуатации __Таблица 1.1.

№ п/п Годы ввода в действие Протяженность нефтепроводов

тыс. км в % к итогу

1 До 1950 г. включительно 1.0 2.1

2 . ! ::■■■■ 1951 ..1955 гг. 2.8 5.9

3 : 1956 ..1960 гг. 5.5 11.6

4 и.: 1961 ..1965 гг. 5.1 10.7

5 1966...1970 гг. 5.7 11.9

6 ;;;!•■ 1971... 1975 гг. 11.6 22.4

7 1976...1980 гг. 8.9 18.7

8 1981...1985 гг. 5.5 11.6

9 1986...1990 гг. 1.2 2.5

10 1991... 1992 гг. 0.3 0.6

Всего: 47.6 100.0

! ;

"" : 22

• •• * J .'I К ' .•..■.,■

. ■ ' 1 ! ■ • , ■ ' "'••' . • Транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам больших !

диаметров на значительные расстояния обусловила повышение требований к надежности работы нефтепроводной системы. Проблема состояла в повышении надежности эксплуатации МН, предотвращении разрывов труб, утечек, защите окружающей среды.

Как показывают данные табл. 1.1, к 1998 году срок службы половины магистральных нефтепроводов составил 25-30 лет и выше. Значительный : возраст трубопроводов всегда объективно связан с увеличением рисков ава- : рий, отказов при эксплуатации. Выборка по отказам на магистральных тру-

Ч '.''.цЛ 'а' ш • :

бопроводах, сделанная за три года в работе [70], показывает влияние фактора старения трубопроводов на количество отказов (см. рис. 1.1).

Как следует из рис. 1.1, более 30% отказов приходится на трубопроводы, проработавшие более 20 лет. Анализ статистики аварий показывает, что после 20-25 лет1 эксплуатации возрастает риск аварий, обусловленный ухудшением состояния трубопроводов. Причины такого ухудшения связаны с механическими и коррозионными воздействиями перекачиваемого продукта и окружающей среды, вызывающими накопление и развитие усталостных и коррозионных повреждений в металле труб. Очагами повреждений чаще всего сложат дефекты, возникшие при заводском изготовлении труб, дефекты строительно-монтажных работ, участки отслоения, разрушения изоляционного покрытия.

Опыт эксплуатации магистральных нефтепроводов показывает, что большинство отказов на линейной части, за исключением случаев явного нарушения правил эксплуатации, связаны с наличием дефектов металла труб и сварных швов или других концентраторов напряжений. Разрушения происходят либо при приемочных испытаниях трубопроводов на прочность, либо во время эксплуатации.

'не I 1

! О В > , ■ ■ < !;■,.■ ■

Г ( 'Л ; ' V. ■■ 1: ! ' ■. ' '

Аварии (%) на магистральных газопроводах и нефтепроводах в 1989-1991 гг. в зависимости от срока ввода в эксплуатацию

Годы эксплуатации

Рис. 1.1

I

24

В зависимости от условий возникновения отказы происходят из-за коррозии, брака'строительно-монтажных работ (СМР), несовершенства проектных решений, заводского брака труб, из-за нарушений нормальных условий эксплуатации, под действием рабочих эксплуатационных нагрузок (см. табл. 1.2), а также из-за нарушения герметичности нефтепровода сторонними лицами.

Причины отказов линейной части магистральных нефтепроводов

Таблица 1.2

Брак, допущенной в заводских условиях - Брак при производстве СМР и ремонтных работах Эксплуатационные дефекты

Расслоения в стенке трубы ; 11;; П Инородные включения Нарушение геометрии трубы (овальность) Дефекты и трещины в заводских сварных швах Зоны повышенной твердости Аномалии геометрии трубы (вмятины, гофры и т.д.) Дефекты и трещины в поперечных сварных швах Механические повреждения, вызывающие потерю металла (царапины, задиры и т.д.) Коррозионные дефекты Трещины усталостного характера или стресс-коррозия Деформационное старение, как фактор, снижающий сопротивляемость металла трубы коррозии, стресс-коррозии и малоцикловой усталости

В целом по статистике отказов, аварий в составе причин, вызывающих нарушение герметичности трубопровода, преобладают дефекты строительно-монтажных работ и низкое качество изготовления труб.

Несмотря на общий прогресс при производстве труб, в практике еще встречаются отказы из-за заводских дефектов. Одним из характерных дефектов труб являются дефекты металлургического происхождения: расслое-

ния и неметаллические включения (силикаты, сульфиды марганца, оксиды алюминия), возникшие при производстве металла, используемого для изготовления труб. Несовершенство или полное отсутствие входного контроля на трубных заводах приводит к тому, что металл (листовой прокат) с указанными дефектами применяется при производстве труб.

Другой вид дефектов металлургического происхождения - скопления неметаллических включений на кромках листов. При изготовлении труб эти дефекты оказываются в зоне сварки, вследствие чего в сварных швах возможно образование трещин. Из-за кратковременности заводских испытаний, недостаточности используемых при производстве труб средств контроля эти дефекты выявляются уже на работающем нефтепроводе.

Значительное число дефектов допускалось при сварке труб в заводских условиях. Это непровары корня шва, несплавления, резкие переходы от шва к основному металлу, подрезы по границе и повышенное "усиление" шва. При сварке кольцевых монтажных стыков, выполняемой в полевых условиях, кроме указанных выше дефектов встречаются и дефекты в виде смещения стыкуемых кромок. Все эти дефекты, являющиеся концентраторами напряжений, в процессе эксплуатации при воздействии циклических нагрузок, обусловленных периодичностью процесса перекачки нефти, нефтепродуктов и газов, могут служить очагами развития трещин.

Характерными видами дефектов, возникающих при некачественном проведении строительно-монтажных работ, являются вмятины, гофры, царапины на поверхноети трубы. Эти дефекты, особенно глубокие острые царапины на дне вмятин, оказывают сильное отрицательное влияние на прочность трубопровода.

Исследованию причин и характера разрушений трубопроводов на различных стадиях эксплуатации, условий неразрушимости, методов восстановления работоспособности, повышению надежности посвящено большое количество работ [5, 19, 26, 28, 44, 46, 47,51,52, 63, 66, 71, 94, 95, 113, 117, 147,209, 219,217, 154,155, 156,178 и др.].

Из опубликованных работ (в частности, [1,41,42,47,51,52,63,156,209]) следует, что при появлении на стенках трубопровода коррозионных каверн

iV''

различного характера снижается несущая способность трубопровода, что нередко приводит к его разрушению.

Анализ причин появления коррозионных дефектов, показывает, что развитию внешней коррозии способствуют как технологические (брак СМР), так и природно-климатические факторы. К браку СМР относятся: некачественная подготовка поверхности трубы под нанесение изоляционного покрытия, некачественное выполнение процессов нанесения самого покрытия, нарушения технологии укладки и засыпки трубопровода. Перечисленные факторы способствуют отслоению покрытия, нарушению его сплош-

'. ■ win;

ности и как следствие - возникновению коррозионных дефектов.

Кроме этого, важнейшим фактором, влияющим на скорость развития коррозии является состояние электрохимической (катодной) защиты: несовершенство системы защиты от коррозии снижает сопротивляемость труб и

К i K'i I ■ ;'

способствует развитию коррозионных процессов.

Скорость развития коррозии существенно зависит от условий прохождения трассы трубопровода. Статистика распределения коррозионных дефектов показывает, что в южных регионах, где температура почвы более высокая, количество коррозионных повреждений заметно выше, чем в центральных регионах России. Существенную роль при этом играет также уровень коррозионной активности грунтов.

На развитие внутренней коррозии большое влияние оказывает уровень подготовки нефти, нефтепродуктов и газа к транспортировке. Так, например, наличие сероводорода в перекачиваемой нефти создает предпосылки для развития коррозионных повреждений на внутренней поверхности трубопровода.1 Снижение скорости перекачки, приводит к тому, что в низких точках трубопровода скапливается вода, различные отложения, также способствующие развитию внутренней коррозии [179].

В ряде случаев разрушение металла труб эксплуатируемых магистральных нефтепроводов носит хрупкий характер. Одним из основных факторов, приводящих к охрупчиванию стали труб, является деформационное старение при эксплуатации МП [43,67,114,144,214,215]. Трубные стали, применяемые для строительства магистральных нефтепроводов, относятся к малоуглеродистым сталям (С < 0.2%), легированных малым количеством марганца (0.9...1.8%), кремния (0.4...1.2%), хрома, никеля, меди (0.3%) и другими элементами. Деформационное старение сталей этого класса состоит в перераспределении атомов углерода и азота в феррите [6], в накоплении необратимых микропластических деформаций [45,214] и в распаде цементита [37,216]. Указанные процессы связаны с деформацией металла. Математические модели деформирования и разрушения стареющих материалов анализируются в работах [174,175].

В эксплуатации отказы на нефтепроводах возникают в основном по двум причинам: из-за коррозии и из-за повторно-статического характера воздействия внутреннего давления на стенку трубы, приводящего к накоплению повреждений, развитию исходных (в основном металле и металле сварного шва: риски, непровары, структурные неоднородности и др.) и появлению новых трещиноподобных дефектов, которые, в свою очередь, приводят к появлению и росту усталостных трещин.

По данным [135], отдельные участки нефтепроводов испытывают в среднем одно, а по данным [50]- несколько повторных нагружений в сутки, вызванных различными причинами: отключением насосов нефтеперекачивающей станции из-за отказов электрооборудования, автоматики, из-за отка-• зов механического оборудования и ошибок обслуживающего персонала; изменением режима перекачки и другими обстоятельствами. За год некоторые участки магистральных нефтепроводов могут испытывать, в среднем до 300350 циклов нагружений внутренним давлением, а за время амортизационного срока службы нефтепровода (33 года) эта величина составляет от 103 до 104 циклов, что соответствует малоцикловому нагружению [211].

Для реализации малоциклового разрушения одновременно должно существовать два фактора: циклический характер воздействия внутреннего давления на нефтепровод и наличие концентраторов напряжений.

Совместное протекание в металле стенки трубы коррозионных и усталостных процессов интенсифицирует процесс снижения несущей способности трубопровода.

Традиционные методы, применявшиеся на протяжении ряда лет для повышения надежности и предупреждения аварийности отечественных магистральных нефтепроводов, предусматривали следующие организационно-технические мероприятия:

- капитальный ремонт МН (с заменой трубы и с заменой изоляции);

- капитальный ремонт подводных переходов МН;

- гидравлические переиспытания длительно эксплуатируемых трубопроводов, имеющих повышенный уровень аварийности;

- строительство и капитальный ремонт средств электрохимической защиты;

- замену неисправной трубопроводной арматуры, трубопроводных деталей полевого изготовления;

- реконструкцию камер пуска-приема средств диагностики и очистных устройств;

- очистку внутренней полости магистральных нефтепроводов.

Однако, к началу 90-х годов указанные традиционные методы обеспечения надежности и предупреждения аварийности длительно эксплуатирующихся МН исчерпали свои возможности.

Ужесточение требований к охране природы, увеличение штрафных санкций за загрязнение окружающей среды, изменение экономической ситуации в стране, привели к необходимости поиска новых подходов к решению задачи обеспечения безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов.

! i С';.' ■■ . : 1

Усиление роли экономических факторов потребовало более строгого, дифференцированного учета влияния фактического состояния отдельных участков нефтепроводов при разработке мероприятий по поддержанию и восстановлению их работоспособности.

Ввиду использования различных исходных материалов, различия в сроках эксплуатации, в природно-климатических условиях, в уровне загру-

Заключение диссертации по теме «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ», Черняев, Константин Валерьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Разработана система предупреждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепроводов России, основанная на количественной оценке технического состояния магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики и применении эффективных методов ремонта. Внедрение данной системы дало возможность планировать затраты на ремонт, обоснованно распределять средства по объектам с учетом их фактического состояния, при тех же затратах на проведение ремонта многократно повысить его эффективность. Проведение выборочного ремонта по результатам диагностики позволило за период с 1993г. по 1997 г. уменьшить количество аварий с 0.25 до 0.06 на 1000 км нефтепроводов.

2. На основании обобщения результатов натурных испытаний на прочность труб с дефектами потери металла коррозионного и механического происхождения разработана нормативная отраслевая методика оценки опасности дефектов стенки труб магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной дефектоскопии. Внедрение данной методики позволяет сократить количество дефектов, классифицируемых как опасные, на 60% , что приведет к существенному сокращению затрат на ремонт нефтепроводов и поддержание их в работоспособном состоянии.

3. В результате обобщения и анализа существующих методов прогнозирования коррозионного износа и малоцикловой усталости разработана методика, позволяющая в первом приближении оценивать индивидуальный остаточный ресурс нефтепровода в зоне дефекта при случайном характере на-гружения давлением перекачки.

4. Разработана нормативная отраслевая методика определения периодичности обследования магистральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами (РД 153-39-029-98), базирующаяся на принципе балльной оценки факторов риска. Методика позволяет для каждого типа инспекционного снаряда и для каждого обследованного участка определить максимальный временной интервал до очередной инспекции и приоритетность диагностики для различных участков. Получено, что повторная инспекция должна проводиться не позже, чем через 3 года после первичного обследования; наибольший интервал до следующего диагностического обследования составляет не более 6 лет.

5. На основании проведенных исследований эффективности существующих в настоящее время в мировой практике методов ремонта магистральных трубопроводов без остановки перекачки установлено, что по комплексу технических и экономических критериев наиболее перспективной технологией выборочного ремонта является композитно-муфтовая технология (КМТ). При непосредственном участии автора разработаны документы (технико-экономическое обоснование, технические требования, программа испытаний) и проведены мероприятия, позволившие впервые адаптировать и внедрить КМТ для ремонта МН России. Положительные результаты прочно> ! " стных испытаний труб отечественного производства с наиболее опасными дефектами при наиболее неблагоприятных режимах нагружения доказали высокую эффективность КМТ по полному восстановлению прочности и долговечности отремонтированных участков нефтепроводов на срок не менее 30 лет.

6. Разработана нормативная отраслевая методика выбора ремонтной технологии дефектных участков магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики (РД 153-39-030-98), определяющая состав работ по техническому обслуживанию и ремонту нефтепроводов. Внедрение этой методики позволит повысить уровень надежности и продлить срок службы магистральных нефтепроводов на основе определения фактического технического состояния линейной части и поддержания ее работоспособности с использованием современных эффективных методов ремонта.

7. С учетом вышеизложенного, на основании внедрения разработанных мероприятий по эффективному техническому обслуживанию и ремонту МН, прогнозируемое продление срока службы сети магистральных нефтепроводов АК «Транснефть» составит не менее 30 лет.

Научные результаты, полученные в работе, внедрены в практику эксплуатации, выборочного и капитального ремонтов всей системы магистральных нефтепроводов России. Разработанная в рамках диссертационной работы система предупреждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепроводов России является основной частью, ключевым звеном созданной в АК "Транснефть" "системы обеспечения безопасной эксплуатации и продления срока службы магистральных нефтепроводов России на основе развертывания диагностических работ и применения эффективных методов ремонта." Экономический эффект от внедрения последней, оцененный только на примере ОАО " Урало-сибирские магистральные нефтепроводы" за 1995-1997гг, составил 110760 тыс. долларов США. Долевое участие автора диссертационной работы составляет 10% от этой суммы.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Черняев, Константин Валерьевич, 1998 год

ЛИТЕРАТУРА

1. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Мостовой A.B. Коррозионно-механическая стойкость/нефтегазовых трубопроводных систем: диагностика и прогнозирование долговечности. - Уфа:, Гилем, 1997,- 177с.

2. Айвазян С.А., Енюков И.С., Мешалкин Л.Д. Прикладная статистика. Основы моделирования и первичная обработка данных. Справочное издание. - М., 1983.-471 с.

3. Акулов Н.С. Физические основы прочности металлов. - В сб. : Исследование по физике металлов и неразрушающим методам контроля. Под ред. акад. Н.С.Акулова. -Минск: Наука и техника, 1968. - 456 с.

4. Алексюк М.М. Методы прогнозирования прочности конструкций// Надежность и долговечность машин и сооружений, 1990.- Вып. 18.

5. Бабин Л.А., Быков Л.И., Волохов В.Я. Типовые расчеты по сооружению

: : и.

трубопроводов. М.: Недра, 1979. - 176 с.

6. Бабич В.К., Гуль Ю.П., Долженков И.Е. Деформационное старение стали. - М.: Металлургия, 1972. - 320 с.

7. Базовые нормативы платы за выбросы, сбросы загрязняющих веществ в окружающую природную среду и размещение отходов. Минприроды России, 1992.

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

9. Барбиан O.A. Новые достижения во внутритрубной инспекции трубопроводов: обнаружение трещин. Доклад на 4-й международной деловой встрече "Диагностика-94". - М.: 1994.-С.149-159.

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

11. Белов В.М. Дефектоскопия потенциально опасных участков трубопроводов методом акустической эмиссии// Безопасность труда, 1994. - N7. -с.14-17.

12. Березин В.Л., Шутов В.Е. Прочность и устойчивость резервуаров и тру-

I ;

бопроводов - М: Недра, 1971. - 200 с.

13. Блинова Л.П., Колесников А.Е., Лангас Л.Б. Акустические измерения. -М.: Издательство стандартов, 1971. - 271 с.

14. Болотин В.В. Прогнозирование ресурса машин и конструкций. - М.: Машиностроение, 1984. - 312 с.

15. Болотин В.В. Ресурс машин и конструкций. М.: Машиностроение. -1990. - 447с.

16. Бордубанов В.Г. Инженерный метод расчета концентрации напряжений в пластической области// Машиноведение, 1985.-N1. - с. 57-62.

17. Бордубанов В.Г. Несущая способность трубы с поверхностным повреждением: методы оценки// Строительство трубопроводов, 1986. -N8.-0.36-37.

18. Бордубанов В.Г., Нежданов В.В. Расчетно-экспериментальный метод оценки работоспособности стальных труб с поверхностными дефектами// Газовая промышленность, 1984. -N6. - с.47.

19. Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы. М.: Недра,

1982. -324 с.

20. Васин Е.С. Оценка технического состояния магистральных нефтепроводов по результатам диагностического контроля // Трубопроводный транспорт нефти, 1996. - N4, с.26-29.

21. Вентцель Е.С. Теория вероятностей. - М.: Недра, 1969. - 576 с.

22. Викторов И.А. Физические основы применения ультразвуковых волн Рэлея и Лэмба в технике. М.: Наука, 1966. -198 с.

23. Влияние температуры на коррозию стали в торфе//Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, 1982.-Ы2.

24. Влияние различных факторов на сероводородную коррозию стали 20 в электролите// Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. -

25. Волский М.И., Аистов A.C., Гусенков А.П. Прочность труб магистральных нефте- и продуктопроводов при статическом малоцикловом нагру-жении. М.: ВНИИОЭНГ (Обзорная информация), 1979.

26. Волский М.И., Гуменный JI.K., Лаптев Т.И. К вопросу исследования причин разрушения магистральных трубопроводов// Нефтяная промышленность, 1978.-N11. - с. 30-31.

27. Волский М.И., Гуменный Л.К., Фокин М.Ф. и др. Вопросы прочности магистральных нефтепроводов. М.: ВНИИИОЭНГ (Обзорная информация. Сер. "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов"). Вып. 10, 1984.-68с.

28. Восстановление работоспособности труб нефтепроводо // Гумеров AT., Зайнуллиц P.C., Гумеров P.C. и др.- Уфа: Башкирское книжное изд-во, 1992.-240 с.

29. Временный порядок оценки и возмещения вреда окружающей природ-

in i 1 1 : ! . ' : | , ■ ■/ ;

ной среде, в результате аварии. Утвержден приказом Минприроды России от 27.06.94. №200.

30. ВСН 006-89. Сварка в строительстве магистральных и промысловых трубопроводов.

31. Выборное Б.И. Ультразвуковая дефектоскопия. М.: Металлургия, 1974. - 320с.

32. Галлагер Р. Метод конечных элементов. Основы.- М.: Мир, 1984.

33. Галлямов А.К., Черняев К.В., Шаммазов А.М. Обеспечение надежности функционирования системы нефтепроводов на основе технической диагностики. Уфа: - Изд-во УГНТУ, 1998. - 598 с.

34. Гаруд И.С. Количественная оценка процесса растрескивания под действием окружающей среды. Обзор разработок и применения концепций моделирования// Современное машиностроение. Сер.Б. -1991.-N7.

35. Глазов Н.П. Подземная коррозия трубопроводов, ее прогнозирование и диагностика. М.: ИРЦ Газпром. - 1994.-89 с.

36. Гоник A.A. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения. -М.: Недра, 1967.

37. Гриднев В.Н., Гаврилюк В.Г. Распад цементита при пластической деформации стали// Металлофизика, 1982. -N4, вып.З. - с.44-47.

38. Грубин JI.H. Нелинейные задачи концентрации напряжений в деталях машин. JL: Машиностроение, 1972.

39. Гуляев В.А., Костанди Г.Г., Коршунов И.Л. и др. Техническая диагностика. Методика определения периодичности диагностирования технических систем: ИПМЭ АН УССР. - г. Киев. - 1987 г. (Препринт-70).

40. Гумеров А.Г., Гумеров P.C., Гумеров K.M. Проблемы оценки остаточного ресурса участков магистральных нефтепродуктопроводов// Нефтяное хозяйство, 1990. -N10. - с.66-69.

41. Гумеров А.Г., Гумеров P.C., Гумеров K.M. Методы оценки ресурса элементов линейной части магистральных нефтепроводов // Нефтяное хозяйство, 1992. - N8. - с. 36-37.

42. Гумеров А.Г., Зайнуллин P.C., Гумеров P.C. Прогнозирование долговечности нефтепроводов на основе диагностической информации // Нефтяное хозяйство, 1991. - N10. - с. 36-37.

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

44. Гумеров А.Г., Хайруллин Ф.Г., Ямалеев K.M., Султанов М.Х. Влияние дефектов на малоцикловую усталость металла труб нефтепроводов. М.: ВНИИОЭНГ (Обзорная информация), 1983. Вып. 12. - 59с.

45. Гумеров А.Г., Ямалеев K.M. Характер разрушения металла труб нефтепроводов при малоцикловом нагружении// Нефтяное хозяйство, 1985. -N6. -с.46-49.

46. Гумеров P.C. Комплексная система обеспечения работоспособности нефтепроводов. - дисс. на соиск. уч.ст. доктора техн. наук: Уфа, 1997. -393 с.

47. Гусак В.Д., Алыпанов А.П. Оценка срока службы участка газопровода с коррозионной каверной// Газовая промышленность, 1991.-N8. -с.14-15.

48. Гусев A.C., Светлицкий В.А. Расчет конструкций при случайных воздействиях. -М.: Машиностроение, 1984. - 240 с.

49. Гусенков А.П. Прочность при изотермическом и неизотермическом малоцикловом нагружении. М.: Наука, 1979.

50. Гутман Э.М. Механохимия металлов и защита от коррозии. М.: Металлургия, 1981. -269 с.

51. Гутман Э.М., Абдуллин И.Г., Бугай Д.Е. Механизм малоцикловой коррозионной усталости стали 17ГС при эксплуатации магистральных трубопроводов// Нефтяная промышленность, 1981.- N5. -с. 18-22.

52. Гутман Э.М., Амосов Б.В., Худяков М.А. Влияние коррозионной усталости материала нефтепроводов на их надежность// Нефтяное хозяйство, 1977.-N8.-с.59-62.

53. Гутман Э.М., Султанов М.Х. и др. Вероятностный подход к определению допустимого уровня концентрации напряжений в металле труб магистральных нефтепроводов// Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1981.-N2.

54. Даффи А., Эбер Р., Макси У. О поведении дефектов в сосудах давления. Новые методы оценки сопротивления металла хрупкому разрушению-М.: Мир, 1972.

55. Денель А.К. Дефектоскопия металлов. - М.: Металлургия, Î972. - 303 с,

56. Джарджиманов A.C. Внутритрубная дефектоскопия магистральных нефтепроводов // Безопасность труда. - 1994. - N7. - с.8-12.

57. Добромысов В.А., Румянцев C.B. Радиационная интроскопия. М.: Атомиздат, 1971. - 336 с.

58. Дорофеев À.JI. Электроиндуктивная дефектоскопия. М.: Машиностроение, 1967. - 230 с.

59. Дорофеев А.Л., Никитин А.И., Рубин А.Л., Индукционная толщиномет-рия. М.: Энергия, 1973.- 152 с.

60. Дранченко Б.Н., Портнов Б.Б. и др. Поляризационно-оптические исследования напряжений в трубопроводах с поверхностными дефектами//Проблемы машиностроения и надежности машин, 1991.-N1.

61. Дранченко Б.Н., Портнов Б.Б. и др. Фотоупругие исследования и разработка инженерной методики расчета напряжений в конструкциях с поверхностными дефектами// Проблемы машиностроения и надежности машин, 1993.-N2.

62. Завойчинский Б.И. Долговечность магистральных и технологических трубопроводов. (Теория, методы расчета, проектирование).-М.: Недра, 1992. f

63. Зайнуллин P.C. Механика катастроф. Обеспечение работоспособности оборудования в условиях механохимической повреждаемости. - М.: МИБСТС, 1997. -426 с.

64. Зайнуллин P.C. Несущая способность сварных сосудов с острыми поверхностными дефектами// Сварочное производство, 1981.-N3.

65. Зайнуллин P.C., Постников В.В. Несущая способность сварных сосудов с острыми поверхностными дефектами при малоцикловом нагруже-нии// Сварочное производство, 1982.-N6.

66. Зайнуллин P.C., Гумеров А.Г., Морозов Е.М., Галюк В.X. Гидравлические испытания действующих трубопроводов. - М.: Недра, 1990. -224 с.

67. Зайцев К.И. О старении труб магистральных нефтегазопроводов// Строительство трубопроводов, 1994. - N6. -с.2-5.

68. Зенкевич О. Метод конечных элементов в технике.- М.: Мир,1975.

69. Злочевский А.Б. Экспериментальные методы в строительной механике. -М.: Стройиздат, 1983.-192 с.

70. Иванцов О.М. Надежность и безопасность магистральных трубопроводов России // Трубопроводный транспорт нефти, 1997. - №10, с.26-31.

71. Иванцов О.М., Харитонов В.И. Надежность магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1978 - 165 с.

72. Карзов Г.П., Леонов В.П., Тимофеев Б.Т. Сварные сосуды высокого давления.-Л. '.Машиностроение, 1982.

73. Карякин A.B., Боровиков A.C. Люминесцентная и цветная дефектоскопия. М., "Машиностроение", 1972. - 240 с.

74. Катыс Г.П. Оптико-электронная обработка информации. М., "Машиностроение", 1973. - 447 с.

75. Кифнер Д.Ф., Фурни Р.Д. Обзор существующих методов ремонта трубопроводов.: Минск., Белтрансгаз. - Доклад по инициативе ООН. - 1992.

76. Когаев В.П. Расчеты на прочность при напряжениях, переменных во времени. М.: Машиностроение, 1993. -364 с.

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

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

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

80. Кордер И. Ремонт магистральных нефтепроводов муфтами, заполненными эпоксидной смолой, как надежный, наилучший и дешевый метод (B.G.E.858). 58-ой осенний симпозиум IGE 24-25 ноября 1992г., Лондон.

81. Красовский А.Я., Орыняк И.В., Тороп В.М. Вязкое разрушение цилиндрических тел с аксиальными трещинами, нагруженных внутренним давлением//Проблемы прочности.-1990.-N2.

82. Критерий оценки коррозионного состояния трубопроводов// Oil and Gas J.-1990.-88.-N34.

83. Кудинов В.3. Прогнозирование и определение количественных показателей надежности трубопроводной системы// Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности-1982.-N6.

84. Кузнецова Е.Г. и др. Распределение потенциала и скорости растворения вдоль участка металлического трубопровода при пересечении границы раздела двух грунтов//Защита металлов.-1988.-24.-N5.

85. Лакокрасочные покрытия в машиностроении. Справочник под ред. Гольдберга М.М. Изд. 2-е. М.: Машиностроение, 1974. - 576 с.

86. Лепихин A.M. Вычисление надежности элементов конструкций с дефектами.- Красноярск, 1991.

87. Лившиц Л.С., Шрейбер И.Г., Подхалюзин С.З. и др. Оценка допустимой глубины поверхностных дефектов для труб большого диаметра//

i j

Строительство трубопроводов.-1986. -N8. - с. 37-38.

88. Лисанов М.В., Мартынюк В.Ф., Печеркин А.С., Сидоров В.И., Дадонов Ю.А. и др.. Перспективы нормативного обеспечения анализа риска магистральных нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти. -1996.-№4,-с. 8-10.

89. Лисин Ю.В., Верушин А.Ю., Лисанов М.В., Мартынюк В.Ф. и др. Концепция методического руководства по оценке степени риска магистральных трубопроводов // Трубопроводный транспорт нефти. -1997. -№12. - с.8-14.

90. Лисин Ю.В., Черняев К.В., Нащубский В.А. ЕАСУ: Методология создания единой системы контроля и управления техническим обслуживанием и ремонтом (СКУТОР) объектов и сооружений нефтепроводов АК "Транснефть//Трубопроводный транспорт нефти, 1996.-№ 2, с. 8- 10.

91. Лэнджер Б.В. Расчет сосудов давления на малоцикловую долговечность. Трактат американского общества инженеров-механиков. // Техническая механика./ Пер. с англ. Т. 84 -№3. - 1962.- М.: с. 97-113.

92. Мазель А.Г. Надежность труб и сварных соединений при транспортировке продукта с сероводородом// Строительство трубопроводов.-1989.-N8.

93. Мазель А.Г., Гобарев JT.A., Головин С.В. и др. Работоспособность сварных муфт для ремонта дефектов трубопроводов под давлением // Строительство трубопроводов. - 1996. - №1. -с. 16-22.

94. Мазур И.И., Иванцов О.М., Молдаванов О.И. Конструктивная надежность и экологическая безопасность трубопроводов. - М.: Недра. -1990г.-264 с.

95. Маслов JI.C., Султанов М.Х. Исследование времени роста усталостных трещин на трубах магистральных нефтепроводов// Нефтяная промышленность. - 1981. -N5.-с.7-10.

i

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

97. Махутов H.A., Бурак М.И., Ларионов В.В. Закономерности роста сварных трещин в сосудах давления, нагружаемых переменным внутренним давлением// Проблемы прочности.-1984.-N7.

98. Махутов H.A., Бурак М.И., Кайдалов В.Б. и др. Исследование и анализ разгерметизации сосуда, нагруженного внутренним циклическим давлением жидкости//Проблемы прочности.-1990.-N9.

99. Махутов H.A., Ларионов В.В., Хануков Х.М. Метод оценки несущей способности сварных стальных конструкций при малоцикловом на-гружении// Расчеты на прочность. -М.: Машиностроение. -1976.-Вып.17.

100. Махутов H.A., Пашков Ю.Н. Применение механики разрушения для оценки трещиностойкости трубопроводов// Проблемы машиностроения и автоматизации.-1991.-N1.

101. Махутов H.A., Бурак М.И., Кайдалов К.Б. Анализ несущей способности сосудов давления при наличии сквозных трещин// Проблемы прочности. -1989. - N11. -с.20-23.

102. Махутов H.A., Бурак М.И., Ларионов В.В. Сравнительная оценка несущей способности оболочечных конструкций по параметрам статиче-

ской и циклической трещиностойкости//Проблемы прочности.-1985.-N5.

' 1

103. Махутов Н.А., Воробьев А.З., Гаденин М.М. и др. Прочность конструкций при малоцикловом нагружении. М.:Наука. -1983.

104. Методика определения опасности дефектов труб по данным обследования внутритрубными профилемерами.- М.: АК "Транснефть".- 1994. -20 с.

105. Методика определения опасности повреждений стенки труб магистральных нефтепроводов по данным обследования внутритрубными дефектоскопами. - М.: АК "Транснефть". - 1994. -31 с.

106. Методика определения остаточного ресурса трубопроводов с дефекта-

i

ми, определяемыми внутритрубными инспекционными снарядами. М.:

< { :

АК "Транснефть". - 1994. - 36 с.

107. Методика определения размеров ущерба от деградации почв и земель. Минприроды, Роскомзем, Минсельхоз РФ.-1994.

108. Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах. Руководящий документ, утв. Минтопэнерго РФ. М.: АК «Транснефть» - 1996.

109. Методика подсчета ущерба, нанесенного рыбному хозяйству в результате сброса в рыбохозяйственные водоемы сточных вод и других отходов. Утверждена Минрыбхозом СССР 16.08.67. №30-1-11.

110. Методика расчета количеств вредных веществ, выбрасываемых при свободном горении нефтепродуктов на поверхности. Самара, Гипрово-стокнефть, 1993.

111. Методы неразрушающих испытаний // Под ред. Шарпа Р. - М.: Мир, 1972.-240 с.

112. Механика малоциклового разрушения// Махутов Н.А., Бурак М.И. и др.-М.:Наука.-1986.

113. Миланчев B.C. Оценка работоспособности труб при наличии концентрации напряжений// Строительство трубопроводов.-1984.-N2. -с.23-25.

114. Мочернюк Н.П., Красневский С.М., Лазаревич Г.И. и др. Влияние времени эксплуатации МГ и рабочего давления газа на физико-механические характеристики трубной стали 19ГУ/ Газовая промышленность.-1991.-N3.-с.34-36.

115. Мурзаханов Г.Х. Прогнозирование индивидуального остаточного ресурса магистральных трубопроводов // Строительство трубопроводов. - 1994. - N5. - с. 31-35.

116. Надежность в технике. Термины и определения. ГОСТ 27.002-33-М: Изд. Стандартов, 1983. - 30 с.

117. Нежданов В.В., Ливщиц Л.С., Бордубанов В.Г. Оценка устойчивости трубной стали против зарождения разрушения// Строительство трубопроводов. - 1982. -N6. - с.23-24.

118. Неразрушающие испытания. Часть I и II // Справочник, пер. с англ. под ред. Мак-Мастера. М. - Л.: Энергия, 1965. - 504с. (I часть) и 492 с. (II часть).

119. Неразрушающий контроль металлов и изделий. Справочник. Под ред. СамойловичаГ.С.. - М.: Машиностроение, 1976.

120. Новгородский М.А. Испытание материалов, изделий и конструкций. -М.: Высшая школа, 1971. - 328 с.

121. Новоселов В.В. Тепловые режимы магистральных трубопроводов в сложных геогидрологических условиях прокладки. - дисс. на соиск. уч.ст. доктора техн. наук: Уфа, 1996.

122. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок.- М.:Науч.-исследов. и конструк. ин-т энерготехники, 1986. -Т. 1.

I

123. Нормы расчета на прочность элементов реакторов, парогенераторов, сосудов и трубопроводов атомных электростанций, опытных и исследовательских реакторов и установок. М.:Металлургия,1973. - 408 с.

124. Норри Д., де Фриз Ж. Введение в метод конечных элементов.-М. Мир, 1981.

125. Об утверждении Положения о порядке возмещения убытков собственникам земли, землевладельцам, землепользователям, арендаторам и потерь сельскрхозяйственного производства. Постановление Совета Министров - Правительства РФ от 28.01.93. №77. С изменениями от 27.11.95 по Постановлению Правительства РФ № 1176.

126. Обследование действующих газопроводов//Pipline and GasJ.-1991.-218.-N3.

ri, .. ■

127. Оден Дж. Конечные элементы в нелинейной механике сплошных сред.- М.:Мир,1976. -464 с.

128. Орыняк И.В. Расчет давления вязкого разрушения трубы с осевой сквозной трещиной//Проблемы прочности.-1993.-N4.

129. Положение о проведении работ по диагностированию магистральных трубопроводов внутритрубными инспекционными снарядами. M., АК "Транснефть", ЦТД, 1994.

130. Правила капитального ремонта подземных трубопроводов. Минтопэнерго, ИПТЭР, 1992.

131. Практические примеры расчета на сопротивление хрупкому разрушению трубопроводов под давлением. Даффи А.Р. и др.// Разрушение: В 5 т.-М.: Машиностроение, 1977.-Т.5.

132. Пригоровский Н.И. Методы и средства определения полей деформаций и напряжений: Справочник. -М.: Машиностроение. -1983.

133. Прочность при малоцикловом нагружении. Основы методов расчета и испытаний// Серенсен C.B., Шнейдерович P.M., Гусенков А.П. и др.-М.:Наука,1975.

134. Прочность газопромысловых труб в условиях коррозионного износа // Э.М. Гутман, P.C. Зайнуллин, А.Т. Шаталов и др. М.: Недра, 1984. -76 с.

135. Прочность труб магистральных нефте- и продуктопроводов при статическом и малоцикловом нагружении // Волский М.И., Гусенков А.П.,

Аистов A.C. и др.- M.: ВНИИОЭНГ. Обзорная информация. Серия транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. -1979. - 53 с.

136. Пугачев B.C. Теория вероятностей и математическая статистика. - М.: Наука, 1979. - 496 с.

137. РД 08-120-96. Методические указания по проведению анализа риска опасных промышленных объектов. - М: Минтопэнерго РФ, Госгортех-надзор РФ, Госкомэкология РФ, АК «Транснефть».-1997.

138. РД 153-39-029-98. Нормы периодичности обследования магистральных трубопроводов внутритрубными инспекционными снарядами. Методическое руководство. - М.: ОАО ЦТД "Диаскан", НТЦ "Промышленная безопасность". -1998. - 54 с.

139. РД 153-39-030-98. Методика ремонта дефектных участков магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики. Руководящий документ. - М.: ОАО ЦТД "Диаскан". -1998. - 59 с.

140. РД 39-0147103 -327-88. Инструкция по заварке коррозионных язв металла труб нефтепроводов под давлением до 3.5 МПа. -Миннефтепром, ВНИИСПТнефть, 1988.

141. РД 39-0147103-334-86. Инструкция по приварке заплат и муфт на стенки труб нефтепроводов под давлением перекачиваемой нефти до 2.0 МПа.-Миннефтепром, ВНИИСПТнефть, 1986.

142. РД 39-0147103-360-89. Инструкция по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопроводов под давлением. -Уфа: Миннефтепром, ВНИИСПТнефть, 1989.

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

144. Рекомендации по учету старения трубных сталей при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов. Уфа, 1988. - 30с.

145. Румянцев C.B. Радиационная дефектоскопия. Изд. 2-е, перераб. и доп. М.: Атомиздат, 1974. - 510 с.

146. Саттаров Д.К. Волоконная оптика. Л.: Машиностроение.-1973.-280 с.

147. Сафаров A.A., Велиюлин И.И., Берендюков К.Э. и др. Экспериментальные исследования труб с поверхностными дефектами.// Газовая промышленность. -1991. -N8. с. 12-13.

148. Сегерлинд JI. Применение метода конечных элементов.-М:Мир,1979.

149. Серенсен C.B., Шнейдерович P.M., Махутов H.A. и др. Поля деформаций при малоцикловом нагружении. М.:Наука, 1979.

150. Силкин В.М., Ковех В.М. и др. Оценка безопасности газопровода по критерию трещиностойкости// Надежность газопроводных конструкций. -М.:ВНИИ природных газов, 1990.

151.Сиратори М., Миеси Т. Вычислительная механика разрушения.-М.:Мир,1986.

152. Системная надежность трубопроводного транспорта углеводородов // В.Д. Черняев, К.В. Черняев, B.JI. Березин, О.И. Стеклов, Г.Г. Васильев; Под ред. В.Д. Черняева - М.: Недра, 1997. - 517 с.

153. Скотт П.М., Кифнер Д.Ф. Эффективность ремонта трубопроводов полумуфтами // Oil and Gas Journal. - Декабрь 4. - 1984.

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

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

156. Стеклов О.И., Басиев К.Д., Есиев Т.С. Прочность трубопроводов в коррозионных средах. - Владикавказ: РППИ, 1995.-152с.

157. Стренг Г., Фикс Дж. Теория метода конечных элементов.-М. Мир, 1977.

158. Строительные нормы и правила СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. - М.: Стандарты, 1985.-51 с.

159. Строительные нормы и правила СНиП Ш-42-80. Правила производства и приемки работ. Магистральные трубопроводы. - М.: Стройиздат, 1981.

160. Сурков Ю.П. и др. Анализ причин разрушения и механизмов повреждения магистрального газопровода из стали 17ГС// Физико-химическая механика материалов.-1989.-25. - N5.

161. Суровцев Л.Г. и др. Проблемы защиты от коррозии трубопроводов Западной Сибири// Обз. инф. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. ВНИИ эконом., орг. производства и техн.-экон. информации в газ. промышленности. -1988. -N13.

162. Ткаченко В.Н. и др. Исследование процессов коррозии. Коррозионная гальванопара на внутренней поверхности трубы// Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности.-1983 .-N8.

163. Томас Г.Х., Шпингарн Дж.Р. Ультразвуковое определение прочности диффузионной связи. Обзор достижений в области НК. Труды 10-й ежегодной конференции. Пер. ВЦП N М-33040. Лондон, Нью-Йорк, СантаКрус, 1984. - Т.ЗВ., с. 1243-1250.

164. Трубопроводный транспорт нефти в сложных условиях эксплуатации // В.Д. Черняев, А.К. Галлямов, А.Ф. Юкин, П.М. Бондаренко -М.: Недра, 1990.-231 с.

165. Упругий анализ трубы с вмятиной при действии давления// Int. J. Pressure Vessels and Pipe.-1989.-38.-N5.

166. Фокин М.Ф., Гусенков А.П. Исследование малоцикловой прочности труб большого диаметра магистральных газо- и нефтепроводов// Машиноведение.-197 5.-N3.

167. Фокин М.Ф., Гусенков А.П., Аистов A.C. Оценка циклической долговечности сварных труб магистральных нефте- продуктопроводов// Машиноведение.-1984.-N6.

168. Фокин М.Ф., Трубицын В.А., Никитина Е.А. Оценка эксплуатационной долговечности магистральных нефтепроводов в зоне дефектов.

М.,ВНИИИОЭНГ, 1986.-50с.- (Обзор, информ. Сер. "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов"). Вып.5.

169. Фокин М.Ф., Никитина Е.А., Трубицын В.А. Оценка работоспособности нефтепроводов с локальными поверхностными дефектами. М., ВНИИОЭНГ, 1987, (Нефтяная промышленность. Экспресс-информация). Вып.8. - с.1-5.

170. 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. - N4, с.13-16.

171. Фурни Р. Д. Использование охватывающих муфт для ремонта трубопроводов.: Доклад в ГАНГ им.Губкина. - Москва. - 1992.

172. Хан Г., Саррат М., Розенфилд А. Критерии распространения трещин в цилиндрических сосудах давления// Новые методы оценки сопротивления металлов хрупкому разрушению.-М.: Мир, 1972.

173. Хохлов Н.Ф., Киселев A.B. Исследование прочности труб разной технологии производства при воздействии повторных нагрузок внутреннего давления- М.:ВНИИИОЭНГ, 1988.-47с.- (Обзор, информ. Сер. "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов"). Вып.4.

174. Хричиков В.В. Рост трещин в упругом теле при старении и коррозии под напряжением// Проблемы прочности.-1991.-N12. - с. 92-95.

175. Хричиков В.В. Феноменологическая модель медленно стареющих вяз-коупругих материалов// Проблемы прочности. - 1990. -N7, с. 3-5.

176. Хуршудов А.Г. и др. Прогнозирование углекислотной коррозии нефтегазопроводов//Нефтяное хозяйство.-1989.-N11.

177. Цикерман Л.Я. Долгосрочный прогноз опасности грунтовой коррозии металлов. М.:Недра, 1966.- 175 с.

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

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

180. Черняев В.Д. АК "Транснефть" сегодня и завтра: надежность и развитие нефтетранспортной системы России // Трубопроводный транспорт нефти. - 1996. - №7. - с. 2 - 4.

181. Черняев В.Д. АК "Транснефть": новые экономические условия, новая стратегия // Трубопроводный транспорт нефти. -1997. - №1. - с. 5 -10.

182. Черняев В.Д. АК "Транснефть": стратегия надежности // Трубопроводный транспорт нефти. - 1997.-№ 6. - с. 7-11.

183. Черняев К.В. Анализ некоторых результатов диагностического контроля магистральных нефтепроводов // "Защита от коррозии и охрана окружающей среды "Мониторинг и определение остаточного ресурса трубопроводов и резервуаров с учетом коррозии и старения":;М., 28-29 октября 1996 г.

184. Черняев К.В. Обеспечение безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов России на основе комплексной программы диагностики, ремонта и реконструкции их линейной части // Трубопроводный транспорт нефти - 1997. - №3. - с. 18- 24.

185. Черняев К.В. Обеспечение надежности магистральных нефтепроводов АК "Транснефть" путем управления их техническим состоянием на основе диагностической информации. Международная научно-практическая конференция по проблеме: "Безопасность трубопроводов" 17-21 сентября 1995 г.: М. - с.68-74.

186. Черняев К.В. Оценка прочности и остаточного ресурса магистрального нефтепровода с дефектами, обнаруживаемыми внутритрубными инспекционными снарядами// Трубопроводный транспорт нефти. - 1995. -N2. - с.8-12.

187. Черняев К.В. Прогнозирование остаточного ресурса линейной части

i'

магистральных нефтепроводов на основе внутритрубной дефектоскопии. - дисс. на соиск уч. степени канд. техн. наук. - Уфа, 1995. - 201 с.

188. Черняев К.В. Роль и задачи диагностики в обеспечении безопасной эксплуатации нефтепроводов России // Трубопроводный транспорт нефти. - 1995. - № 12. - с. 10 - 13.

189. Черняев К.В. Роль и задачи диагностики нефтепроводов России // Газовая промышленность. -1995. -№8. - с.41-43.

190. Черняев К.В. Становление и перспективы развития Центра технической диагностики "Диаскан" // Трубопроводный транспорт нефти. -1996,- №4. -с. 2-7.

191. Черняев К.В. Технология проведения работ по диагностированию действующих магистральных трубопроводов внутритрубными инспекционными снарядами// Трубопроводный транспорт нефти. - 1995. - N1. -с.21-31.

192. Черняев К.В., Байков И.Р. Оценка остаточного ресурса магистральных нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти, 1995. - №7, с. 12 - 16.

193. Черняев К.В., Буренин В.А., Галлямов А.К. Стохастический прогноз индивидуального остаточного ресурса трубопровода // Трубопроводный транспорт нефти.-1998. - №3. - с. 23-26.

194. Черняев К.В., Васин Е.С. Опыт диагностического контроля магистральных трубопроводов Акционерной Компании "Транснефть. - Доклад на 6-ой Международной деловой встрече "Диагностика-96":Ялта. -1996.

195. Черняев К.В., Васин Е.С. Применение прочностных расчетов для оценки на основе внутритрубной дефектоскопии технического состояния магистральных нефтепроводов с дефектами// Трубопроводный транспорт нефти - 1996. - N1, с.11-15.

196. Черняев К.В., Васин Е.С. Результаты прочностных испытаний труб, отремонтированных по композитно-муфтовой технологии // Трубопроводный транспорт нефти. -1998. - №3. - с. 4-8.

!

197. Черняев К.В., Васин Е.С., Лисанов М.В. и др. Концепция методического руководства по определению периодичности внутритрубной диагностики магистральных нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти. - 1998. -№ 4.

198. Черняев К.В., Васин Е.С., Рыбка С.А. Внутритрубная инспекция и системный подход к обеспечению безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов АК "Транснефть". - Тезисы докладов научно-технического семинара "Передовые методы и средства защиты трубопроводных систем от коррозии": Кострома, 8-11 октября 1996. - с.37-40.

199. 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. - N4, с. 8-12.

200. Черняев К.В., Гердов М.Г., Вайсберг П.М. и др. Устройство для запуска и приема поточных снарядов при эксплуатации трубопровода. // Патент № 2043175, приоритет от 31.07.92 г.

201. Черняев К.В., Детков А.Ю. Требования к аппаратуре акустико-эмиссионной диагностики объектов магистральных нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти. - 1994. - №6, с. 22 - 24.

202. Черняев К.В., Детков А.Ю., Шолухов В.И. Требования к технологии акустико-эмиссионной диагностики объектов магистральных нефтепроводов//Трубопроводный транспорт нефти. - 1994. - №5, с. 15 - 18.

203. Черняев К.В., Нащубский В.А. Научно-методологические направления решения проблемы повышения надежности и безопасности трубопроводного транспорта // Трубопроводный транспорт нефти. -1994. -№2. -с.5-6.

204. Черняев К.В., Нащубский В.А., Чепурский В.Н. Автоматизированная экспертно-техническая система диагностики магистральных трубопроводов // Трубопроводный транспорт нефти. - 1994. -№11. - с. 5-10.

205. Черняев К.В., Черняев В.Д., Байков И.Р., Галлямов А.К. Диагностирование технического состояния линейной части магистральных нефтепроводов на основе внутритрубной дефектоскопии. Учебное пособие. -Уфа: УГНТУ. - 1996.- 65 с.

206. Черняев К.В., Шолухов В.И. Техническая диагностика нефтепроводно-го транспорта АК "Транснефть". - Доклад на 4-й международной деловой встрече "Диагностика-94": М. - 1994. - с. 31-35.

207. Черняев К.В., Шолухов В.И., Детков А.Ю. Акустико-эмиссионная диагностика объектов нефтяной и газовой промышленности // Трубопроводный транспорт нефти. - 1994. - №1. - с. 32 - 34.

208. Черняев К.В., Шолухов В.И., Кадакин В.П. Техническая диагностика нефтепроводного транспорта АК "Транснефть" // Трубопроводный транспорт нефти. - 1994. - №5. - с. 29-31.

209. Шахматов М.В., Ерофеев В.В., Гумеров K.M. и.др. Оценка допустимой дефектности нефтепроводов с учетом их реальной нагруженности// Строительство трубопроводов. - 1991.-N12. - с. 37-4 L

210. Шмельтер Я. и др. Метод конечных элементов в статике сооружений. -М:Стройиздат. -1986.

211. Шнейдерович P.M. Прочность при статическом и повторно-статическом нагружении. - М.: Машиностроение, 1968. - 210 с.

212. Шостак A.M. и др. Разработка алгоритма многопараметрового акусти-ко-эмиссионного прогнозирования прочности нагруженных конструкций// Дефектоскопия. -1983. - N6. - с.88-92.

213. Шрейдер A.B. Электрохимическая сероводородная коррозия стали// Защита металлов.-1990.-26.-N2.

214. Ямалеев К.М. Влияние изменения физико-механических свойств металла труб на долговечность нефтепроводов// Нефтяное хозяйство. -1985, -N9. - с.50-53.

215. Ямалеев К.М., Абраменко JI.A. Деформационное старение трубных сталей в процессе эксплуатации магистральных нефтепроводов// Проблемы прочности. -1989. - N11. - с. 125-128.

216. Ямалеев К.М., Пауль А.В. Изменение тонкой структуры трубной стали 17ГС в процессе эксплуатации// Исследование в области надежности и эффективность эксплуатации магистральных нефтепроводов: Труды ВНИИСПТнефть. - 1987. - с.27-30.

217. Ясин Э.М. и др. Надежность магистральных трубопроводов. М: Недра, 1972.

218. Ясин Э.М. Методика расчета экономической эффективности комплексной системы обеспечения надежности магистральных нефтепроводов на базе внутритрубной диагностики // Трубопроводный транспорт нефти. - 1998. - № 1. -с. 27-30.

219. Ясин Э.М., Черникин В.И. Устойчивость подземных трубопроводов. -М.: Недра, 1968- 120 с.

220. British Gas Engineering Standart BGC/PS/OLI 1. Code of practice for carrying out on-line inspection of gas transmission systems. British Gas Corporation: London, UK. -1983. - p.9.

221. British Gas Pipeline Integrity International: Information bulletin №8. - 1996.

222. Clerehugh G., Knowles A.E. The experience of the British Gas Corporation in the use of on-line inspection equipment on high pressure gas transmission pipelines, 14th Word Gas Conference: Toronto, Ontario. - 1979. - p.8.

223. Davis M.J. Tenneco"s efforts for verifying pipeline integrity, AGA Distribution// Transmission Conference: Toronto, Ontario. - May. -1988.

224. Eiber R.J. Causes of pipeline failures. 6th Symposium on line pipe research. : A.G.A. -Oct.29-Nov.l. - 1979.

225. Grady T.O., Hisey D. Pressure calculation for corroded pip developed// Oil $ Gas J. - 1993. -Vol. 91. -N42. p.84-89.

226. Jamieson R.M., MacDonald J.S. Pipeline monitoring, Proc. 9th aanual Energy Technology Conference and Exhibition. :New Orleans, Louisiana. -February 1986. - ASME Petroleum Div., 3. - pp.113-118.

227. John R. External pipeline rehabilitation Pipeline. - October, 1990.- p.4.

228. Chernyaev K.V. Provision of Reliability and Service Life Extension for Main Oil Pipelines in Russia on the Basis of In-line Inspection and Effective Repair Methods. // Pipiline Performance Improvement Seminar, Session 3, Paper 10.: Brussels, 1-3 April 1998. -21 s.

229. Chernyaev K.V. Rtliabity assurance and service life extension for Russian main pipelines on the basis in-line inspection data // The 10th International Pipeline Pigging Conference and Exhibition.: Houston, USA. - February 25.- 1998. - 15 s.

230. Kiefner J.F., Eiber R.J. Effects of hydrogen evident in recent pipeline failures//Oil $ Gas J. - Apr. 13. - 1987.

231. Kiefner J.F., Eiber R.J. SCC, bacteria top items in pipe service failures// Oil $ Gas J. - Apr.20. - 1987.

232. Kiefner J.F., Eiber R.J. Study shows shift in line pipe service problems// Oil $Gas J. - Mar.30- 1987.

233. Kiefner J.F., Vieth P.H. A Modified Criterion for Evalution the Remaining Strength of Corroded Pipe. Final Report on Project PR 3-805.

234. Kiefner J.F., Vieth P.H. New method corrects criterion for evaluating corroded pipe// Oil $ Gas J. -1990. -VIII. - Vol. 88. - N32. - p.57-59.

235. Mak D.R.B. Behavior of line pipe with long external corrosion// Material Perfomance.-l 990.-29.-N5.

236. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines, ANSI/ASME B31G-1984. - The American Society of Mechanical Engineers.

237. Miliane I., Ainsworth R.A. Assesment of the integrity of structures containing defects. R/H/R6.- Revission 3.- JOB NXE235.- BOAT NO, AK20.-1986.

238. Miller A.G. Review of test results for ductile pressure of cracked spherical and cylindrical pressure vessels. TPRD/B0489/N84. CEGB UK.-1984.

239. Sowerby T.M. Pipeline inspection first stage in rehabilitation // Pipeline. -October 1990. -p.2.