Системный анализ надежности нефтяных промысловых трубопроводов в зонах влияния подвижных тектонических структур месторождений Западной Сибири тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.01, кандидат технических наук Генюш, Антон Олегович

• Генюш, Антон Олегович
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Генюш, Антон Олегович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ ПО ТЕМЕ ИССЛЕДОВАНИЯ.

ПОСТАНОВКА ЦЕЛИ И ЗАДАЧ.

1.1. Обзор работ по анализу надежности НПТ в зонах влияния подвижных тектонических структур.

1.2. Постановка цели и задач по теме исследования.

ГЛАВА 2. ХАРАКТЕРИСТИКА ВЛИЯНИЯ ЛОКАЛЬНЫХ РАЗЛОМОВ

ЗЕМНОЙ КОРЫ НА НАДЕЖНОСТЬ НПТ.

2.1 Характеристика локальных разломов как геологического объекта, результата локальных тектонических нарушений.

2.1.1 Источники напряжений в земной коре.

2.1.2 Эндогенные источники поля напряжений.

2.1.3 Экзогенные и космические факторы.

2.1.4 Измерение тектонических напряжений.

2.1.5 Динамика напряжений в разломах земной коры.

2.2 Детерминированные модели влияния локальных разломов на протяженные технологические конструкции.

2.2.1 Железнодорожные пути.

2.2.2. Магистральные трубопроводы.

2.3. Характеристика объекта исследования - НПТ нефтегазодобывающего управления «Фёдоровскнефть».

2.4. Методика получения количественных значений показателей надежности НПТ в ДНЗ.

2.5. Выводы по второй главе.

ГЛАВА 3. СБОР, СИСТЕМАТИЗАЦИЯ, ОБРАБОТКА И АНАЛИЗ СТАТИСТИЧЕСКИХ ДАННЫХ ОБ ОТКАЗАХ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ.

3.1 Сбор данных об отказах НПТ, их классификация.

3.2 Систематизация данных об отказах НПТ и их качественный анализ.

3.3 Статистические данные об отказах НПТ в динамически напряженных зонах.

3.4 Порядок обработки эксплутационных данных, формирование выборок по отказам для расчетов.

3.5. Выводы по третьей главе.

ГЛАВА 4. СИСТЕМНЫЙ АНАЛИЗ НАДЕЖНОСТИ НПТ В ЗОНАХ ВЛИЯНИЯ ЛОКАЛЬНЫХ РАЗЛОМОВ.

4.1. Разработка программного комплекса для определения характеристик надежности.

4.2. Статистический анализ связи показателей надежности НПТ с фактором принадлежности НПТ к ДНЗ.

4.3. Расчет характеристик надежности НПТ.

4.3.1. Математические модели определения характеристик надежности

НПТ по эксплуатационным данным.

4.3.2. Расчет средней наработки до отказа НПТ.

4.3.3. Расчет вероятности безотказной работы НПТ.

4.3.4. Расчет показателей безотказности НПТ с учетом восстановления

4.4 Системный анализ результатов.

4.5. Выводы по четвертой главе.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Системный анализ надежности нефтяных промысловых трубопроводов в зонах влияния подвижных тектонических структур месторождений Западной Сибири»

В настоящее время нефтяная отрасль России находится на подъеме. По данным журнала «Нефть России», в 2002-2003 гг. прирост добычи «черного золота» в стране превысил 110 млн. тонн (37% к уровню 1999 г.). К крупнейшим по объемам добычи и уровню капитализации нефтяным компаниям на сегодняшний день относятся «ЛУКОЙЛ», ЮКОС, ТНК-ВР, «Сургутнефтегаз», «Сибнефть», «Татнефть», «Роснефть» и «Башнефть». А главным центром нефтяной промышленности России уже не один десяток лет остается Западная Сибирь. В этом регионе сосредоточено более 53% запасов, а начиная с середины 80-х гг. прошлого века добывается 67-72% российской нефти. По итогам 2003 г. добыча в Западной Сибири составила 304 млн. тонн нефти (72,2%).

В течение 10-15 лет уровень добычи в Западной Сибири будет относительно стабильным - ряд месторождений еще не вышли на проектную мощность. Например, Приобское, разрабатываемое компанией ЮКОС.

Однако, по некоторым оценкам, порядка 60% месторождений Западной Сибири находятся в стадии падающей добычи. Причинами этого являются как физическая выработка ресурсов, так и недостаточные инвестиции в геологоразведку и неэффективные методы добычи. По прогнозам специалистов, в ближайшие 2—4 года физические объемы добываемой нефти в Западной Сибири уменьшаться не будут, но будет наблюдаться существенное замедление темпов роста добычи по сравнению с сегодняшними. В перспективе это может привести к остановке и падению объемов добычи нефти.

Поэтому, актуальным вопросом на сегодняшний день является рациональное использование известных и разведанных природных ресурсов.

Аварии на трубопроводах наносят значительный экономический и экологический ущерб. Например, общие затраты на ликвидацию аварий в системе нефтесбора Ватьеганского месторождения в период с 1991 по 2001г.г. составили более 10 млн. руб. А ущерб экологии, причиняемый авариями на трубопроводах и вовсе сложно выразить в денежном измерении.

Повысить эффективность использования природных ресурсов нефти, а с тем и экономическую эффективность нефтедобывающих предприятий можно, повысив надежность систем добычи и транспорта нефти, и, тем самым, снизив их аварийность.

Очевидно, эффективность функционирования системы трубопроводов зависит от большого количества факторов. Среди них протяженность системы в целом, характеристики отдельных труб, влияние окружающей среды и перекачиваемого продукта. Локальные разломы земной коры - явление не очевидное, как, например, вечная мерзлота или болото. Различные деформационные процессы, происходящие в земной коре благодаря тектоническим нарушениям, сопряжены с серьезной опасностью для протяженных объектов, таких как магистральные и промысловые трубопроводы, подземные коллекторы и т.п., поскольку те, в силу своей геометрии пересекают множество зон влияния подвижных тектонических структур.

Одними из первых с данной проблемой столкнулись организации, занимающиеся эксплуатацией магистральных протяженных объектов. В настоящее время по территории Российской Федерации проложено более 200 тыс. км. магистральных нефте- и газопроводов, которые неминуемо пересекают множество региональных и локальных тектонических разломов. По имеющейся статистике, около 80% всех аварий магистральных продуктопроводов приурочены к определенным местам - местам пересечения ими тектонически нарушенных зон. Причем отмечается достаточно высокий процент повторяемости аварийных событий на одних и тех же участках - повторяемость двукратных аварий на одном и том же локальном участке достигает 75-80%, а повторяемость трех- и более кратных доходит до 95%. Ярким примером подобного рода аварийности служит 40-километровый участок магистрального 9-и ниточного газопровода в районе г. Краснотурьинск, на котором за период с 1990 по 1995 г.г. произошло 45 аварий, что составило около 90% всех аварий РАО "Газпром" за этот период. С 1996 г. аварии на данном участке практически прекратились, по-видимому, массив горных пород уже реализовал всю накопленную им энергию и в настоящее время происходит новый цикл ее накопления. Также, по имеющейся статистике, к тектоническим разломам приурочены аварии других протяженных инженерных объектов - коллекторов, систем канализации и водоснабжения и др.

Известно, что на территории месторождений нефти и газа Западной Сибири зафиксировано большое число тектонических нарушений типа локальных разломных структур. В результате пространственного анализа аварийности трубопроводов в связи с местоположением локальных разломных структур было установлено, что к этим локальным разломным структурам приурочена повторяющаяся аварийность продуктопроводов разных назначения, марок стали, диаметра, толщины стенки, внутреннего давления и прочих технологических параметров.

Таким образом, анализируя вышесказанное, можно предположить, что одной из основных причин большинства аварий на магистральных и промысловых трубопроводах оказываются подвижки земной поверхности, которые реализуются по границам тектонических блоков разного иерархического уровня.

С точки зрения физики и геомеханики, изучаемые структуры проявляют себя как динамически напряженные зоны (ДНЗ) Земли, для них характерны динамические деформационные процессы, однако, без разрывных нарушений толщи пород. Эти деформационные процессы сопровождаются временными вариациями магнитного поля. Деформации имеют строгую временную привязку к особым точкам лунных приливных волн в земной коре, и, по исследованиям, суточные изменения напряжений трубопровода в напряженных зонах составляют значительную величину [22].

В пределах локальных разломов земной коры шириной до 500 м и длиной 10. 15 км существуют природообусловленные условия аварийности. Воздействие локальных разломов земной коры на трубопроводы значительно, имеет множественный характер и может приводить к разрушению трубопроводов.

Итак, актуальность данной работы определяется необходимостью снижения природообусловленной аварийности нефтегазопроводов, в частности нефтепромысловых трубопроводов.

Поскольку при прокладке трубопроводов избежать пересечения локальных разломов очень трудно, то и негативное влияние таких пересечений неизбежно. Следовательно, нужно оценить это влияние. Например, без знания времени наработки до отказа участка трубопровода в ДНЗ, нельзя оценить срок службы этого участка и грамотно спланировать проведение профилактических и ремонтных работ.

Обладая знаниями вычисления показателей надежности трубопроводов разных технологических параметров, пересекающих ДНЗ и зная местоположение разломов, можно выбрать оптимальный вариант прокладки трубопровода, оптимальный материал конструкций, спрогнозировать срок службы трубопровода и снизить природообусловленную аварийность путем своевременных профилактических работ, поскольку затраты на ремонт и восстановление окружающей среды сравнимы со стоимостью производства.

Целью работы является системный анализ надежности НПТ с учетом влияния на работоспособность НПТ динамически напряженных зон Земли. Достижение этой цели позволит повысить экономическую эффективность и экологическую безопасность эксплуатации НПТ в ДНЗ.

Решению подлежат следующие задачи:

1. Сбор и системный анализ статистических данных об эксплуатации НПТ с учетом фактора влияния ДНЗ.

2. Разработка методики расчета характеристик надежности НПТ.

3. Проведение расчетов по определению значений показателей надежности НПТ по статистическим данным их эксплуатации с учетом динамически напряженных зон земной поверхности.

4. Системный анализ полученных результатов.

В настоящем исследовании используются методы теории надежности, теории случайных процессов, математической статистики и прикладного системного анализа.

Научная новизна работы состоит в следующем:

1. Впервые систематизированы статистические данные о влиянии динамически напряженных зон Земли на несущую способность НПТ при эксплуатации за более чем пятнадцатилетний период в условиях местности Севера Западной Сибири.

2. Создана база данных об эксплуатации и отказах трубопроводов двух цехов НГДУ «Федоровскнефть», подвергающихся влиянию динамически напряженных зон Земли.

3. Разработана методика расчета характеристик надежности НПТ, подвергающихся влиянию динамически напряженных зон Земли.

4. Определены характеристики надежности НПТ в динамически напряженных зонах Земли Севера Западной Сибири.

5. Впервые выполнен качественный и количественный анализ надежности НПТ цехов добычи нефти и газа НГДУ «Федоровскнефть» эксплуатируемых в зонах влияния тектонических нарушений.

Практическая значимость работы заключается в том, что: а) созданный программный продукт «Калькулон» вкупе с базой данных об эксплуатации и отказах позволяет пользователю классифицировать эксплуатацию НПТ по различным внешним и внутренним факторам, номенклатуре НПТ, причинам и видам отказов, влиянию ДНЗ и производить расчеты показателей надежности с учетом перечисленных особенностей; б) вычислены значения показателей надежности для всей номенклатуры цехов добычи нефти и газа НГДУ «Федоровскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» с учетом фактора принадлежности Hill к зонам ДНЗ.

Основные положения, выдвигаемые автором на защиту: а) разработанная методика расчета характеристик надежности НПТ, подвергающихся влиянию динамически напряженных зон Земли; б) программный комплекс, позволяющий обрабатывать статистику об эксплуатации различных по номенклатуре и условиям окружающей среды трубопроводов и рассчитывать их характеристики надежности согласно методике; в) результаты системного анализа надежности НПТ в динамически напряженных зонах на основе рассчитанных характеристик надежности номенклатуры НПТ.

Основные материалы диссертации опубликованы в работах:

1. Генюш, А.О. Оценка степени тесноты статистической связи между переменными в задаче исследования надежности нефтепромысловых трубопроводов. / А.О. Генюш, В.А. Острейковский // Системный анализ и обработка информации в интеллектуальных системах: Сб. науч. тр. каф. ИВТ. №2 / Под общ. ред. Ф.Ф.Иванова. - Сургут: Изд-во СурГУ, 2003. - С. 10-17.

2. Генюш, А.О. Статистический анализ связи факторов при исследовании надежности нефтепромысловых трубопроводов / А.О. Генюш // Наука и инновации XXI века: мат-лы открытой окружной конференции молодых ученых. 2728 ноября 2003 года: В 2 т. / Сургут, гос. ун-т. - Сургут: Изд-во СурГУ, 2004. -T.I. - С.44-46.

3. Генюш, А.О. Локальные разломы земной коры как фактор надежности трубопроводов / А.О. Генюш // Наука и инновации XXI века: мат-лы V Открытой окружной конференции молодых ученых. - Сургут: Изд-во СурГУ, 2005. -С. 24-25.

4. Генюш, А.О. Безопасность трубопроводного транспорта и динамика деформационных процессов / А.О. Генюш // Надежность и качество. Труды международного симпозиума / Под ред. Н.К. Юркова.- Пенза: Изд-во Пенз. гос. унта, 2005. - С.178-179.

5. Генюш, А.О. Статистическое исследование надежности распределенных систем (на примере нефтепромысловых трубопроводов месторождений Западной Сибири) / А.О. Генюш // Проблемы качества, безопасности и диагностики в условиях информационного общества: Материалы научно-практической конференции / Под ред. В.Г. Домрачева, С.У. Увайсова; Отв. за вып. A.B. Долматов. - М.: МИЭМ, 2005. - С. 104-108.

6. Генюш, А.О. Влияние деформаций внутри динамически напряженных зон Земли на надежность трубопроводов. / А.О. Генюш // Системный анализ и обработка информации в интеллектуальных системах: Сб. науч. тр. каф. авто-матизир. систем обр. инф. и упр. Вып. 3 / Под общ. ред. Ф.Ф. Иванова. - Сургут: Изд-во СурГУ, 2005. - С. 61-65.

Апробация работы. Материалы диссертации докладывались на ежегодных научно-технических семинарах кафедры информатики и вычислительной техники Сургутского государственного университета в 2002-2005 годах, а также обсуждались на научных конференциях:

1. Открытая окружная конференция молодых ученых «Наука и инновации XXI века», г. Сургут, 27-28 ноября 2003 г.

2. V Открытая окружная конференция молодых ученых «Наука и инновации XXI века», г. Сургут, 25-26 ноября 2004 г.

3. VI Открытая окружная конференция молодых ученых «Наука и инновации XXI века», г. Сургут, 24-25 ноября 2005 г.

4. Международный симпозиум «Надежность и качество - 2005», г. Пенза, 23-31 мая 2005 г.

5. Научно-практическая конференция «Проблемы качества, безопасности и диагностики в условиях информационного общества», г. Сочи, 1-10 октября 2005 г.

Заключение диссертации по теме «Системный анализ, управление и обработка информации (по отраслям)», Генюш, Антон Олегович

4.5. Выводы по четвертой главе.

1. Разработан программный комплекс для работы с БД по трубопроводам и отказам и расчета характеристик надежности с учетом номенклатуры, параметров труб и влияния ДНЗ.

2. При возрастании количества зарегистрированных повторяемых отказов, процент участков в ДНЗ испытавших эти отказы возрастает с первоначальных 7,5% до 40%.

3. Наблюдается значимая связь времени наработки участка НПТ до отказа и принадлежностью участка к ДНЗ.

4. Средняя наработка до отказа Hill, свободных от влияния ДНЗ равна 10,75, что больше на три четверти года тех НПТ, которые такому влиянию подвержены.

5. В условиях ДНЗ в среднем до отказа больше всего проработают НПТ 0273мм - 12 лет и НПТ 0426мм - 11,5 лет. Меньше всего - трубы 0159мм - 9 лет.

6. . Разница наработок НПТ до отказа в ДНЗ и вне ДНЗ соблюдается для каждого диаметра и составляет примерно год. Исключением является НПТ 0325мм. Трубы данного диаметра в нормальных условиях тектонической активности в среднем работают до отказа 13,25 лет, а в условиях ДНЗ - всего 9,75.

7. ВБР для всей номенклатуры НПТ ЦДНГ-Б выше для труб, свободных от влияния ДНЗ, чем для труб, подверженных такому влиянию на всем сроке эксплуатации.

8. Для всех НПТ, подверженных влиянию ДНЗ период максимального изменения ВБР наблюдается с 9-го по 15-й годы эксплуатации. Изменение составило 0,19 (с 0,96 до 0,77). К этому периоду условия повышенной коррозийности начинают приводить к повышенной аварийности трубопроводов.

9. Наиболее высокой толерантностью к ДНЗ обладает диаметр 0159мм, даже к 18 году эксплуатации ВБР труб с таким диаметром находится на уровне 0,9. Трубы 0168мм также обладают высокой(0,85) ВБР в напряженных зонах, заметно снижаясь до этого уровня к 5-му году эксплуатации.

10. С 9-го по 13-й год наблюдается резкое уменьшение ВБР для труб 0219 мм в ДНЗ до 0,65. За этот же период ВБР труб в нормальных условиях падает лишь до 0,96.

11. В период с 9-го по 15-й год падение ВБР труб 0426 мм в ДНЗ составляет 0,25, достигая отметки 0,75. ВБР для трубопроводов 0426мм, пролегающих в неактивных зонах стабильно и высоко и к 15 году эксплуатации составляет 0,93, заметно снижаясь лишь раз - в 13-м году.

12. Для трубопроводов с 0219мм и 0273мм, пролегающих в ДНЗ, следует отметить 11-й и 12-й год соответственно, как наиболее опасные для эксплуатации. Эти года превышают среднюю наработку до отказа, а ВБР резко падает.

13. Наиболее сильно падает ВБР для НОТ 0273мм и 0325мм, значения ВБР заметно ниже среднего и составляют к 14-му году 0,65 и 0,5 соответственно. Для этих двух близких диаметров одинаковый период сильного падения ВБР - 11 -13 год.

14. Характер изменения ВБР труб 0219мм и 0426мм примерно одинаковый. Данные трубы испытывают изменение с 9-го по 15-й год, принимая к 15-му году одинаковой значение 0,75.

15. Для труб 0219мм, 0273мм и 0325мм следует отметить время, когда наблюдается резкое увеличение разницы ВБР труб в ДНЗ и труб вне ДНЗ. Соответственно: с 10-го по 13-й, с 12-го по 13-й и с 11-го по 14-й года.

• Именно в эти периоды эксплуатации НПТ в напряженных зонах следует ожидать повышения аварийности трубопроводов данных диаметров.

16. Характер поведения потока отказов НПТ, пролегающих в ДНЗ и обладающих 0219мм, 0273мм и 0325 мм похож, и максимальное значение параметра потока отказов, равное 0,25 год"1 наблюдается в период с 11-го по 12-й год. Трубы остальных диаметров достигают этого значения на 14-ми 15-м годах службы.

17. Параметр потока отказов НПТ в зоне разломов заметно выше потока отказов остальных НПТ в периоды с 3-го по 4-й год, с 8-го по 9-й и с 11-го по 15-й годы. Именно в эти периоды следует ожидать повышенной аварийности трубопроводов, пролегающих в активных тектонических зонах.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Обзор литературы показал, что постоянно действующие напряжения в локальных разломах земной коры обладают динамикой напряжений и вызывают локальное усиление и ускорение процесса коррозии и повторяющуюся аварийность протяженных технологических объектов, в том числе трубопроводов.

2. Обзор литературы показал, что расчет количественных значений показателей надежности НПТ в зонах тектонических разломов может основываться на применении известных моделей определения характеристик надёжности НПТ по данным эксплуатации с учетом фактора принадлежности некоторых участков НПТ к зонам разломов.

3. Общая протяженность нефтепроводов в цехах «А» и «Б» НГДУ «ФН» составляет около 550 км. Трубопроводы характеризуются широким разнообразием диаметров, толщин стенок и длин. 34 километра трубопроводов попадает под влияние тектонических нарушений, статистика эксплу-тационных данных трубопроводов этих цехов может использоваться для расчета показателей надежности. Основной причиной отказов НПТ в этих цехах является коррозия (более 95% отказов).

4. Для целей исследования надежности НПТ создана база данных, отражающая работу НПТ от внедрения до вывода из эксплуатации. Исходными данными об НПТ являются: длина трубопровода, диаметр, номинальная толщина стенки, дата внедрения в эксплуатацию, порядковый номер, режим работы, общая протяженность участка трубопровода, расположение в цехе (привязка по местности). Данные об эксплуатации: порядковый номер НПТ, дата отказа, причина отказа, состояние трубопровода, принадлежность к ДНЗ.

5. Разработан программный комплекс для работы с БД по трубопроводам и отказам, позволяющий оценивать показатели надежности с учетом параметров НПТ и влияния ДНЗ.

6. Созданная БД вместе с разработанным комплексом позволила рассчитать характеристики надежности НГГГ по данным многолетней эксплуатации с учетом влияния ДНЗ.

7. Проведенный системный анализ полученных характеристик надежности НПТ можно использовать для принятия управленческих решений при эксплуатации НПТ в ДНЗ, таких как: научно обоснованная периодичность и содержание контроля, состав и размещение запасного числа труб, что позволит существенно повысить экономическую эффективность эксплуатации нефтепроводных систем.

8. Рассмотренные в работе проблемы актуальны и носят межотраслевой характер. Опыт сбора, обработки и системного анализа эксплуатационных сведений о работоспособности и надежности нефтепромысловых трубопроводов может быть распространен на другие протяженные технологические объекты, подверженные влиянию локальных разломов, такие как магистральные трубопроводные системы перекачки нефти и газа, системы перекачки агрессивных жидкостей и газов, водоводы, железные дороги и т.п.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Генюш, Антон Олегович, 2005 год

1. Абдуллин, И.Г. Магистральные газопроводы: особенности проявления ККР/ И.Г. Абдуллин, А.Г. Гареев А.Г. //Газовая промышленность. -1992. -N 10-С. 18-20.

2. Авсюк, А.Н. Приливные силы и природные процессы / А.Н. Авсюк М.: ОИФЗ РАН, 1996. - 95 с.

3. Айвазян, С.А. Прикладная статистика и основы эконометрики. Учебник для вузов/ С.А. Айвазян, B.C. Мхитарян М.: ЮНИТИ, 1998.

4. Галеев, В.Б. Анализ причин разрушения действующих нефте- и продукто-проводов/В.Б.Галеев, Б.В.Амосов, Н.В.Бобриций и др. //Нефт. пром-сть. Сер. Трансп. и хранение нефти и нефтепродуктов: Обзор, информ.1. М. .ВНИИОЭНГ, 1972. -79с.

5. Быкова, Н.М. Геотехническая надежность протяженных транспортных сооружений. Электронный ресурс. / Н.М. Быкова. Режим доступа: http://www.iriitJrk.ru/stmctura/caf/sotmd/bikovanm/naprOO 1 .phtml.

6. Быкова, Н.М. Районирование железнодорожных трасс по признакам активности неотектогенеза / Н.М. Быкова, A.A. Дзюба. Сейсмостойкое строительство. - М. -2001.

7. Гареев, А.Г. Прогнозирование коррозийно-механических разрушений магистральных трубопроводов / А.Г. Гареев, И.А. Иванов, И.Г. Абдуллин, А.И, Забазнов, В.И. Матросов, В.В. Новоселов. Москва, 1997.

8. Генюш, А.О. Безопасность трубопроводного транспорта и динамика деформационных процессов / А.О. Генюш // НАДЕЖНОСТЬ И КАЧЕСТВО.

9. Труды международного симпозиума / Под ред. Н.К. Юркова Пенза: Изд-во Пенз. гос. ун-та,2005. - с.178-179.

10. ГОСТ 27.002-89. Надёжность в технике. Термины и определения. М.: Изд-во стандартов. 1989.

11. Гутман, Э.М. Проблемы коррозионного растрескивания стресс-коррозии газопроводов / Э.М. Гутман // Тез.докл. 1-го Советско-Американского симпозиума по стресс-коррозии. -М. -1990. -С.6-9.

12. Дыба, В.П. К расчету подземных нефтепроводов на образование трещин в окружающем грунте в результате землетрясений / В.П. Дыба, A.A. Короткий, B.B Гущин // Безопасность труда в промышленности, 2002, №4. -С.14-17

13. Зимов, С.А. Резонансный прилив в Мировом океане и проблемы геодинамики / С.А. Зимов. -М.: Наука, 1989. 120 с.

14. Инструкция по обследованию и идентификации разрушений, вызванных коррозионным растрескиванием под напряжением (КРН). -М.:РАО «Газпром», 1994. -18 с.

15. Касьянова, H.A. Оценка и учет геодинамических рисков при проектировании обустройства морских нефтегазовых месторождений / H.A. Касьянова, А.М. Репей // Нефтяное хозяйство, 2005, №6. -С.38-42

16. Короновский, Н.В. Напряженное состояние земной коры / Н.В. Коронов-ский // Соросовский Образовательный Журнал, N1, 1997, стр.50-56.

17. Кострюкова, Н.К. Локальные разломы земной коры фактор природного риска / Н.К. Кострюкова, О.М. Кострюков. - М.: Издательство Академии горных наук, 2002. - 239 с.

18. Кострюкова, Н.К. Безаварийная эксплуатация нефтегазопроводов в свете динамики деформационных процессов в локальных разломах земной коры / Н.К. Кострюкова, О.М. Кострюков // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе, 2004, №1. -С.27-31.

19. Кропоткин, П.Н. Тектонические напряжения в земной коре /П.Н. Кропоткин // Геотектоника. 1996. N 2. С. 3-5.

20. Куликов, В.Д. Промысловые трубопроводы / Куликов В.Д., Шибнев A.B., Яковлев А.Е., Антипьев В.Н. -М.: Недра, 1994. -298 с.

21. Материалы НТС ГГК «Газпром» «Проблемы повышения надежности и безопасности газопроводов, подверженных стресс-коррозии» //Экспресс-информация: Транспорт и подземное хранение газа. -1993. -М2-4. -70с.

22. Мосягин, М.Н. Исследование связи плотности дефектов трубопровода с разломами земной коры / М.Н. Мосягин, И.В. Белашова, В.Ф. Быков, Г.М. Голошубин, В.К. Коркунов, С.А. Корчагин, В.Ф. Новиков // Известия вузов, Нефть и газ, 2004, №3. -С.75-77.

23. Новиков, В.Ф. Определение динамики напряжений в трубопроводах при суточных движениях элементов земной коры / В.Ф. Новиков, Н.К. Кострю-кова, О.М. Кострюков, A.A. Болотов // Нефть и газ, 1999 г., №5

24. Острейковский, В.А. Теория надежности: Учеб. для вузов / В.А. Острейковский. -М.: Высш. шк., 2003. -463 с.

25. Отчет по науч.исслед.работе "Анализ состояния зараженности сульфатвос-станавливающими бактериями и оценка коррозионной активности нефтепромысловых сред по месторождениям АООТ "Сургутнефтегаз"". Сур-гут.СургутНИПИнефть. 1994.38с.

26. Отчет по теме ЗБК-80 "Анализ влияния коррозии на срок службы водоводов ППД и выдача рекомендаций по их защите". Сургут. 1980.13с.

27. Панжин, A.A. Методы мониторинга короткопериодных деформаций массива горных пород Электронный ресурс. / A.A. Панжин // Режим доступа: http://igd.uran.ru/geomech/articles/paa014/index.htm.

28. РД 39-132-94 «Правила эксплуатации, ревизии, ремонта и отбраковки нефтепромысловых трубопроводов» Госстрой России. М.: ГУП ЦПП.1994. 326с.

29. РД 39-132-94 «Правила эксплуатации, ревизии, ремонта и отбраковки нефтепромысловых трубопроводов» Госстрой России. М.: ГУП ЦПП. 1994. 326с.

30. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. М.: Стройиздат, 1977. -59 с.

31. Стеклов, О. Аварийное предупреждение / О. Стеклов // Металлы Евразии. -2000. -N5.

32. Тюрин, Ю.Н. Анализ данных на компьютере / Ю.Н. Тюрин, А.А. Макаров. -М.:ИНФРА-М, Финансы и статистика, 1995. -384 с.

33. Baker, T.N. Pipeline rupture-I. Postrupture analyses reveal probable future line failures / T.N. Baker, G.G. Rochfort, R.N. Parkins //Oil & Gas Journal.-1987.-Jan.12. -P.65-70.

34. Beavers J.A. Standart test procedure for stress corrosion cracking threshold stress determination / J.A. Beavers, W.E. Berry, R.N. Parkins //Materials Performance. -1986. -N.6. -P.9-17.

35. Fessler, R.R. Status report given on prevention of stress-corrosion cracking / R.R. Fessler// Pipeline Industry. -1979.-N.3.-P.25-28.

36. Gutman, E.M. Problem of Carbonate corrosion cracking (stress corrosion) of pipeline/ E.M. Gutman //Abs. 1-st Soviet-American Symp. on Gas Pipeline Stress Corrosion.-Moscow.-1990.-P.6-9.