автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Исследование и разработка методов оценки безопасности систем промыслового трубопроводного транспорта

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М. ГУБКИНА

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ОЦЕНКИ БЕЗОПАСНОСТИ СИСТЕМ ПРОМЫСЛОВОГО ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА

Специальность 05.15.13. - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ»

На правах рукописи УДК 622.692.4.658.5

ВАРТАНОВА Ольга Валентиновна

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва -1998

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина

Научный руководитель - доктор технических наук

профессор Васильев Г.Г.

Официальные оппонента - доктор технических наук

профессор Безкоровайный В.П. кандидат технических наук Гаснарянц P.C.

Ведущая организация - ОАО «ВНИИИКспецстронконструкцня»

Защита состоится г. в «■^»"часов на заседа-

нии диссертационного совета Д 053.27.02 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора технических наук по специальности 05.15.13 «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 117917, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65, ауд.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина

Автореферат разослан

У/» ¿¿¿'1&%*£\Ш г.

Ученый секретарь

диссертац ионного совета ,

„»„ч.»», ФгрГ- ВЛ. Орехов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Качественно новые требования к надежности систем промыслового трубопроводного транспорта и принципиально иные подходы к оценке их экологической безопасности предъявляются в связи с реализацией постановления Правительства РФ № 675 от 1 июля 1995 г. «О декларации безопасности промышленного объекта РФ», согласно которому для каждого объекта с повышенной опасностью производства должны быть оценены характер и масштабы потенциальных опасностей, выработаны мероприятия по обеспечению промышленной безопасности и готовности к действиям в аварийных и чрезвычайных ситуациях.

В настоящее время на территории РФ эксплуатируется более 350 тыс. км промысловых трубопроводов. Анализ опыта разработки месторождений показывает, что для промысловых трубопроводов характерны следующие особенности:

- система добычи углеводородов на каждом месторождении - это система одноразового использования, разрабатывающая невозобновляемый природный ресурс;

- в отличие от магистральных, понятие "промысловые трубопроводы" включает в себя широкий ряд трубопроводных систем, различных по технологическому назначению и конс труктивным решениям;

- эксплуатация промысловых трубопроводов связана с комплексом проблем, определяемых интенсивным и неравномерным старением и износом нефтегазопромыслового оборудования;

- последствия отказов и аварийных ситуаций при эксплуатации промысловых трубопроводов не менее существенны, чем на магистральных линиях.

В современных условиях задача оценки надежности и экологической безопасности применительно к системам промыслового транспорта может быть решена на основе статистического анализа аварийных ситуаций, уело-

вий возникновения и развитая аварий; оценки риска аварий; моделирования вероятных сценариев развития аварий и их последствий.

В соответствии с этим, в рамках данного исследования, на основе анализа и обобщения опыта создания и эксплуатации промысловых сетей с присущими каждому этапу конструктивными, технологическими и экономическими особенностями выполнены разработка и внедрение прогнозирующих систем для оценки надежности и экологической безопасности объектов промыслового транспорта. Это необходимо для обеспечения надежной и бесперебойной работы трубопроводов, снижения эксплуатационных затрат, сохранения благоприятной экологической ситуации в районе промыслов, максимального использования передовых научно-технических разработок и методов производства ремонтно-восстановительных работ в управлении процессами технического обслуживания и ремонта промысловых трубопроводов.

Целью исследования являются разработка теоретических подходов и создание практических алгоритмов оценки безопасности систем промыслового трубопроводного транспорта с учетом параметров их эксплуатационной надежности, параметров потенциальных техногенных воздействий и их последствий.

В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе сформулированы и решены следующие задачи:

- на основе проведенного анализа современных методов и моделей в решении задач технического обслуживания и ремонта трубопроводных систем на нефтегазовых промыслах сформулированы методологические принципы формирования моделей надежности и экологической безопасности промысловых трубопроводов;

- проведены статистические исследования аварийности промысловых трубопроводов и соответствующие исследования системных факторов, определяющих надежность промысловых трубопроводов;

- разработаны математические модели идентификации опасностей в рамках жизненного цикла системы промыслового трубопроводного транспорта, включая модели прогнозирования параметров надежности, экологической безопасности и экономического риска;

- разработаны модели вероятностных сценариев возникновения и развития аварийных ситуаций на системах промыслового трубопроводного транспорта и предложены методики количественной оценки последствий отказов и техногенных воздействий при их эксплуатации.

Научная новизна работы. На основе статистического анализа практики эксплуатации систем промыслового трубопроводного транспорта углеводородов и теоретического обобщения работ отечественных и зарубежных ученых в области надежности трубопроводных систем исследована проблема оценки экологической безопасности промысловых трубопроводов и предложен системный подход к оценке методов обеспечения работоспособности промысловых трубопроводов, базирующейся на оперативном прогнозировании степени опасности технологических коридоров в соответствии с их конструктивными решениями и условиями эксплуатации.

Методологическими и теоретическими основами исследования являются концептуальные положения теории систем и системного анализа, теории вероятности и математической статистики, теории надежности, прикладные исследования по проектированию, строительству и эксплуатации систем промыслового трубопроводного транспорта.

Практическая ценность работы и реализация результатов исследований. Проведенные исследования и разработки по сформулированным выше направлениям в совокупное™ представляют логически завершенную методологию решения поставленной проблемы количественной оценки и обеспечения экологической безопасности промысловых трубопроводов и явились основанием для практической реализации рекомендаций по повышению эффективности эксплуатации объектов систем промысловых трубо-

проводов при эксплуатации месторождений в НГДУ "Федоровскнефть" ОАО «Сургутнефтегаз» и ОАО «Татнефть», а также при вводе в эксплуатацию объектов, сооружаемых подразделениями АО «Роснефтегазстрой».

Апробация работы. Основные положения и результаты исследований автора докладывались, обсуждались и получили положительную оценку на:

- научно-технической конференции «Геоэкология в нефтяной и газовой промышленности» (Москва, ГАНГ им. И.М. Губкина, 1995);

- Всероссийской научной конференции «Фундаментальные проблемы нефти и газа» (Москва, АЕН РФ, Минтопэнерго РФ, ГАНГ' им. И.М. Губкина, 1996 г.);

- 50-ой Юбилейной межвузовской студенческой научной конференции «Нефть й газ - 96» (Москва, ГАНГ им. И.М. Губкина, 1996 г.);

- научно-техническом семинаре «Современные методы и средства защиты трубопроводных систем от коррозии» (г. Римини, Италия, 1997 г.);

- научно-техническом семинаре кафедры «Сооружение газонефтепроводов и хранилищ» (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1998 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 5 печатных работ.

Структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и списка литературы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дано обоснование актуальности выбранной темы диссертации и основных направлений исследований. Показано, что исследованию важных задач указанной проблемной ситуации обеспечения надежности систем трубопроводного транспорта посвящено большое число разработок. Существенно важные результаты были получены ведущими учеными отрасли, из которых необходимо отметить работы Березина В.Л., Бородавкина П.П., Васильева Г.Г., Грачева В.В., Зарицкого С.П., Иванцова О.М., Одиша-рия Г.Э., Поршакова Б.П., Седых А.Д., Синюкова А.М., Стеклова О.И., Черняева К.В., Яковлева Е.И. и других авторов, на чьи результаты автор

опирался в своих исследованиях. Однако вопросам обеспечения надежности и экологической безопасности систем промыслового трубопроводного транспорта уделялось значительно мспыпс внимания. В такой ситуации представляется актуальным идентифицировать процессы формирования и обеспечения надежности промысловых объектов, возникающие на различных фазах жизненного цикла месторождений с учетом специфических условий их эксплуатации.

В первой главе выполнен анализ принципов формирования трубопроводных систем на нефтегазовых промыслах. Для промысловых трубопроводов (ПТ), сооружаемых на сравнительно небольшой территории с использованием труб различного диаметра, характерен значительный объем грубо-проводных работ и незначительные габаритные размеры промысловых сооружений. В результате формируется система промыслового трубопроводного транспорта, которая включает значительное количество разнотипных по конструкции, относительно небольшой единичной протяженности трубопроводов различного технологического назначения. Рассматривая данную проблему с точки зрения формирования и обеспечения надежности ПТ, следует отметить, что фактические сроки их службы значительно ниже сроков эксплуатации месторождений. В связи с этим возникает необходимость формализации и постановки задачи формирования и обеспечения надежности промысловых объектов на различных фазах жизненного цикла месторождений. В основу классификации объектов промыслового нефтегазопроводного транспорта были положены схемы прокладки, их технологическая взаимосвязь и фактические сроки службы ПТ. Анализ практики обустройства месторождений различного типа, исходя из данного подхода, позволил выделить варианты технологических коридоров (ТК) на промыслах независимо от типа месторождения. При этом понятие технологический коридор представляет совокупность промысловых трубопроводов конструктивно или технологически взаимосвязаных таким образом, что отказ любого из которых

приводит к останову ТК. В результате при формировании системы обеспечения надежности и безопасности ПТ будут рассматриваться не отдельные трубопроводы, а их конструктивное сочетание, реализованное в технологических коридорах.

Поскольку обеспечение надежности и экологической безопасности осуществляется через процесс управления техническим обслуживанием и ремонтом промысловых трубопроводов, были проанализированы потенциальные стратегии технического обслуживания и ремонта и поддержания работоспособного состояния объекта в межремонтные периоды. При выборе стратегий обслуживания промысловых трубопроводов и технологических подсистем определяющими являются усталостные или аварийные отказы, которые сводятся по проявлешю к ним. Решение задач обеспечения надежности и экологической безопасности ПТ, требующих учета множества эксплуатационных факторов, а также стохастическое поведение реальных обслуживаемых технологических объектов трубопроводных систем рассматривается в постановке, основанной на методологии исследования операций. Оиа сводится к нахождению таких значений управляемых переменных Х;> /—1, 2, ..., т, при которых в условиях воздействия неуправляемых переменных У,-, ¿=1, 2,п, и множества фиксированных параметров А„ г=1. 2, ..., г, некоторая заранее определенная функция принимает экстремальное значение,

ЩХ, У, А) еш, ( 1)

где X, т - мерный вектор управляемых переменных; У, п - мерный вектор неуправляемых переменных; А, г - мерный вектор фиксированных переменных.

Для условий промысловых, систем в качестве управляемых переменных выступают периодичность предупредительных ремонтов, объем предупредительных и аварийных ремонтов, длительность рабочего цикла, периодичность и объем диагностики и разные их комбинации.

В условиях существующей организации обслуживания фиксированными параметрами являются, как правило, стоимость плановых и аварийных ремонтов, их продолжительность, величина удельного ущерба в результате отказа. В качестве неуправляемых переменных выступают продолжительность безотказной работы, эксплуатационные условия.

В соответствии с классификационными признаками технологические коридоры являются единичными изделиями, эксплуатируемыми с обслуживанием, с применением системы ремонтов, до предельного состояния с многократным функционированием. Для таких объектов в теории надежности рекомендуется применять интегральные показатели надежности: Кг „. - коэффициент технического использования и Тя - назначенный ресурс, которые включают в себя показатели, характеризующие как безотказность в эксплуатации, так и приспособленность ТК к обнаружению и устранению отказов.

В общем случае работоспособность системы является функцией ее показателей Я = /(г?, гг. ■■■, В свою очередь, г! связаны с показателями обеспечения ху Тогда К - у/ (X], Хг, •■-, хк) и отклонения показателя работоспособности <5/? = ср (&ь Их?, —) &к)- В процессе строительства и эксплуатации техническими условиями назначается список параметров г, которые должны быть в пределах установленных норм при наличии дефектов В\ (I ~ 1, 2,..., г), 1 - число дефектов.

Приближение контролируемой характеристики к границам заданной области определяет снижение работоспособности системы, а выход ее из заданной области - потерю работоспособности системы.

Потеря работоспособности наступает в том случае, когда для несущих элементов ПТ наступает предельное состояние. В качестве предельных состояний могут выступать: потеря прочности от силового воздействия (статическая и усталостная прочность); утрата запаса пластичности при деформации (изгибной жесткости); потеря общей или местной устойчивости от напряжений сжатия; достижение элементом предельных поперечных

значений (в вертикальной или горизонтальной плоскости) перемещений; разрушение трубопровода от утончения стенки в результате сплошной коррозии и механического износа внутренней поверхности; потеря герметичности в результате образования локальных нарушений (местная коррозия, раскрытие дефектов, случайные механические воздействия); протяженное разрушение от распространения трещин; колебания подводных и наземных трубопроводов за счет динамического воздействия воды, воздуха и т.п.

Анализ состояния безопасности на промысловых трубопроводах производится на основе оценки потенциальных техногенных воздействий и риска аварийных ситуаций исходя из; сведений об известных авариях; анализа условий возникновения и развития аварий; оценки риска аварий и чрезвычайных ситуаций; анализа вероятностных сценариев возникновения и развития аварий; рекомендации по применению мер по уменьшению риска аварий.

Вторая глава посвящена вопросам проведения и обобщения результатов статистических исследований аварийности промысловых трубопроводов.

По данным Госгортехнадзора России на территории Российской Федерации эксплуатируется 350 тыс.км внутрипромысловых трубопроводов, на которых было отмечено около 50 тыс. случаев порывов, "свищей" и других аварий. На месторождениях Западной Сибири ежегодно происходит до 35 тыс. порывов внутрипромысловых нефтепроводов, что приводит к значительным разливам нефти, которые невозможно своевременно обнаружить из-за труднодоступности и заболоченности местности. Из 100 тыс.км проложенных промысловых трубопроводов 30% имеют 30-летний срок службы, однако при нормативе замены 10% в год ежегодно меняется только 2% трубопроводов. Выполненный анализ показал, что основной причиной отказов является наружная и внутренняя коррозия трубопроводов (рис.1.).

Техническое состояние межпромысловых и внутрипромысловых нефтепроводов в основном определяется возможностями трубопроводов выдерживать коррозиопио-активную смесь нефти и пластовой воды.

Расположение основных систем промысловых нефтепроводов в труднодоступных регионах с низкой плотностью населения, относительно небольшие величины рабочих давлений и соответственно объемов утечек опасных жидкостей не позволяют организовать жесткий контроль за такими утечками.

Последствия аварийных ситуаций проявляются в основном через несколько лет после достижения объемов, критических для окружающей среды (рис. 2). Наибольшая степень загрязнения земель установлена на месторождениях, срок эксплуатации которых превышает 15-20 лет. Основными причинами загрязнения земель оказываются утечки нефти и пластовых вод из-за изношенного промыслового оборудования и частые аварии на трубопроводах.

Разливающаяся при авариях водоводов минерализованная вода внешне не отличается от пресной воды поверхностных водоемов. Видимо, это является одной из причин того, что утечки минерализованной воды часто остаются незамеченными в течение длительного времени, и на почвы изливается большое количество такой воды. В результате на больших площадях очень сильно изменяется ионный состав почвенных комплексов. Сильное засоление почв губительно практически для всех растительных сообществ. Собранные факты свидетельствуют о том, что химические загрязнения нефтепродуктами и высокоминерализованными водами оказывают сильное воздействие на экосистему в пределах участка сильного загрязнения в течение нескольких лет. При этом основным фактором, определяющим степень воздействия на экосистему в пределах участка загрязнения, является зависимость количества утечки углеводородов и площади пятна нефти от диаметра трубопроводов.

Динамика причин отказов технологических трубопроводов

1 - плавающий участок; 2 - механические повреждения (включая нарушение требований эксплуатации); 3 - заводской брак труб; 4 - скрытые дефекты; 5 - внутренняя коррозия; 6 -наружная коррозия.

Аварии по причине коррозии трубопроводов, шт

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

1 - Башкортостан; 2 - Татарстан; 3 - Ставропольский край; 4 - Республика Калмыкия, Волгоградская и Астраханская обл.; 5 - Пермская обл., Республика Удмуртия; 6 - Томская обл.; 7 - Краснодарский край; 8 - Самарская обл.; 9 - Тюменская обл.; 10 - Республика Коми, Архангельская обл.; 11 - Саратовская обл.

Рис. 1. Основные причины отказов промысловых трубопроводов.

Кол-во загрязняющих вещ-в, т

¡ОРлдЗ | 1аряд2| 1вр«д1

Ряд 1 - кол-во ЗВ попавших в водоемы, т; ряд 2 - кол-во ЗВ попавшего на рельеф, т; ряд 3 ■ кол-во ЗВ попавшего в атмосферу, т.

в том числе

Ряд I - в т.ч. кол-во нефтепродуктов, т; ряд 2 - в т.ч. кол-во пластовых вод, т; ряд 3 - в т.ч. кол-во газов, тьге.м'

Рис.2. Последствия аварийных ситуаций на ПТ

При анализе статистических данных был сделан вывод, что системы промысловых трубопроводов находятся в крайне неудовлетворительном состоянии из-за низкого качества строительства, отсутствия эффективной защиты от коррозии, невыполнения программ технического обслуживания и ремонта -трубопроводов.

В третей главе выполнены исследование и разработка математических моделей использования прогнозной информации в управлении процессами технического обслуживании и ремонта промысловых трубопроводов.

Отказы промысловых трубопроводов, заменяемых во время ремонтов ТК, образуют случайный поток с непрерывным временем на отрезке эксплуатации, равном их межремонтному ресурсу. В случае п промысловых трубопроводов, каждый из которых может быть только в одном из двух состояний - исправном или неисправном, возможное число состояний технологического коридора равно п +1. Из общего числа п только I промысловых трубопроводов заменяются или их характеристики надежности восстанавливаются до их исходного состояния (/=0) после проведения планового ремонта. Остальные (п-1) промысловых трубопроводов продолжают работать без замены или восстановления характеристик надежности в течение всего срока службы до списания объекта тс. Это означает, что I промысловых трубопроводов имеют экспоненциальные законы распределения наработок на отказ, а остальные (п-1) - законы, отличные от экспоненциальных.

В этом случае в качестве математической модели может быть принята полумарковская модель случайного процесса. При этом исследуются состояния технологического трубопровода на всем отрезке времени [0, тс] и требуется найти значение функции готовности технологического коридора в пределах расчетного срока службы.

Применительно к эксплуатируемому оборудованию задача имеет следующую постановку: конструкция ТК не изменяется; надежность его характеризуется статистическими данными эксплуатации, на основании анализа которых могут быть получены корреляционные зависимости между показателями безотказности и ремонтопригодности. Переменной величиной является стратегия эксплуатации, т.е. ресурсы между текущими и капитальными ремонтами; минимизируемой величиной являются затраты на плановые и внеплановые ремонты, а также на диагностику технического состояния тех-

нологического коридора, необходимую для обеспечения транспорта углеводорода.

В нормальный период эксплуатации, математическая модель представляет собой детерминированный марковский процесс с непрерывным временем, в рамках которого известны условия проведения операции и количество состояний счетно. Предложенная математическая модель построена с учетом следующих допущений:

1. Рассматриваются только указанные состояния ТК: S0 - работа, S, - диагностика с остановкой ТК, S2 - текущий ремонт, S-> -капитальный ремонт, Sf-авария ТК (где/= 1-ь п элементы ТК).

2. Переход из состояния в состояние возможен только из состояния S0 в состояние S/ и обратно.

3. Переход из одного состояния в другое происходит скачкообразно.

4. Переход из состояния So в S/ означает начало ремонта, а из S/ в So -начало работы.

5. Рассматривается параллельная работа блоков в системе, обеспечивающая заданный уровень надежности подачи углеводородного сырья потребителям П3 - const.

Оптимизируемый функционал включает затраты на проведение пдано-во-предупредителышх ремонтов (ППР), в том числе затраты на диагностику и аварийные ремонты ТК:

л п п п

3 = ECl/AfI/+SC2/AiV+SC3/^3/+XC4/Ai4/ ->rnin, (2)

где С], Сг, Сз, C,t - стоимость проведения диагностики и одного ремонта текущего, капитального и аварийного соответственно; М\, Мг, Мз, - количество проведения диагностики и ремонтов текущих, капитальных и аварийных соответственно; f +п- количество рассматриваемых промысловых трубопроводов в одном ТК.

На этапе проектирования технологических коридоров решается обратная задача, когда при заданных значениях и £}0* необходимо определить требования к надежности промысловых трубопроводов, т.е. вычислить такие значения при которых обеспечивается минимум эксплуатационных затрат

Отказы на промысловых трубопроводах ведут к нарушению экологической обстановки.

Существующие методы интегральной оценки экологического риска включают в себя в основном качественные характеристики. Количественные параметры могут быть использованы только для оценки степени за1рязнения атмосферы, водоемов и подземных вод, почвы. Это положение можно представить в формализованном виде через буллеву переменную, как:

где параметр, определяющий наличие техногенного воздействия; 1, Гу > Впж - условие наличия техногенного воздействия (имеют место техногенные воздействия определенного вида, при условии, что предельные величины выбросов вредных веществ больше их предельно допустимых концентраций или воздействий); 0, < Оиж- условие наличия допустимого техногенного воздействия (для всех случаев, принадлежащих области возможных последствий).

Основной критерий для оценки техногенного риска - минимальное техногенное воздействие на окружающую среду - может быть представлен как:

и

Зу(в,)= I 3,(0. п

(3)

(4)

е /=0

где - вероятность реализации ^того = О техногенного воздействия на рассматриваемом ]-ы промысловом трубопроводе; - коэффициент технологической весомости, оценивающий интенсивность техногенных воздействий по времени, масштабам распространения, степени экологической опасности на у-м промысловом трубопроводе. Тогда для всех технологических коридоров оценка техногенного риска может быть представлена как:

Поскольку величина I, определяющая суммарное техногенное воздействие на каком-либо месторождении и изменяющаяся в пределах от О(0 -все параметры находятся в допустимых пределах и Г - все возможные воздействия имеют место и реализуются в пределах, превышающих допустимые), дает численное значение, но не определяет количественную меру неопределенности ситуации (под неопределенностью ситуации понимается оценка общего состояния по известным показателям техногенных воздействий), целесообразно использовать методику, основанную на использовании понятия "энтропии".

Мера неопределенности ситуации, определяемой техногенным воздействием, может бьггь определена как:

# = £/>(*, )1<«Р(*() (7)

1=0

где Я - энтропия, р(х1) - вероятность принятия экологической системой г-го состояния из области х, Р - число состояний системы. Энтропия экологической системы может определяться относительно распределения по любым структурным или функциональным показателям. Энтропия экологической системы используется для расчета техногенных воздействий. Характеристикой экологической системы в части неопределенности распределения состояний техногенных воздействий относительно известного распределения является условная энтропия.

Мера условной энтропии может применяться для оценки экологической системы во времени. В этом случае эталонным является распределение вероятностей принятия системой состояний в некоторые предыдущие моменты времени (т.е. техногенные изменения, которые присутствовали до начала обустройства каких-либо месторождений). И если число состояний системы при этом останется неизменным, то условная энтропия текущего распределения р\ относительно эталонного распределения р2 определяется как:

Н^/Рг^Ър^)]^^^-. (8)

'=) РгМ

Экономический риск, характеризуемый совокупным ущербом и потерями, вызванными различными техногенными причинами и природными явлениями, рассматривается в следующих основных вариантах.

1. Оперативная оценка ущерба в случае произошедшей аварии.

2. Определение расчетного (ожидаемого) ущерба, т.е. прогнозируемого с учетом вероятности событий, принимаемого в зависимости от инженерного (проектного) решения, фактического исполнения при строительстве и уровня эксплуатационного обслуживания промыслового трубопровода или его элемента.

Ущерб от последствий аварий рассматривается как в прямых потерях (повреждение конструкций, потеря транспортируемых продуктов, выплата страховок, экологическое загрязнение и др.), так и косвенных (остановка производства, представление дополнительных ссуд и кредитов, нарушение договорных поставок, снижение производительности труда и т.п.). Величина ожидаемого ущерба определяется с учетом вероятности возникновения аварийных ситуаций и их последствий.

В общем виде ожидаемый ущерб определяется зависимостью:

У= I ТуУг I Бп (9)

у=1*5 1+5

где У - ожидаемый ущерб; Р} - вероятность возникновения факторов, определяющих параметры ожидаемого ущерба при эксплуатации промыслового трубопровода, с учетом районирования территории и классификации ПТ по показателям риска; 7] - ущерб от повреждения конструкций, технологического оборудования и коммуникаций и их восстановления, компенсаций пострадавшим во время аварий; Т2 - ущерб от потерь транспортируемых продуктов; Г3 - ущерб от перерыва в работе в соответствии с договорными отношениями с предприятиями, поставлягощими и потребляющими углеводороды; - ущерб от техногенных воздействий на окружающую среду; IV ущерб, связанный с выплатой штрафных санкций в связи с нарушениями законодательных и нормативных требований; 5, - страховые компенсации, возмещения по договорам контракта.

В четвертой главе разработана методика построения вероятных сценариев возникновения и развития аварийных ситуаций на промысловых трубопроводах для оценки их безопасности. Для оценки безопасности систем промыслового транспорта предложено использовать модель, которая включает в себя следующие параметры: конструктивные варианты технологического коридора; условия эксплуатации и состояние окружающей среды; возможные варианты развития аварийной ситуации; варианты воздействия аварии на технологический коридор; варианты последствий аварий.

При моделировании аварийных ситуаций анализируются вероятности возникновения одного из физических процессов: нарушение проектного положения отдельного ПТ; выброс или утечка транспортируемого продукта из отдельного ПТ; воспламенение и интенсивное горение транспортируемого продукта из аварийного ПТ; термическое воздействие горящей струи на смежные нитки и связанная с этой и предыдущими эффектами опасность каскадного распространения аварии на ряд других трубопроводов, проложенных в едином технологическом коридоре; ударное механическое воздействие аварийного трубопровода как на аварийную нитку, так и на другие

промысловые трубопроводы, проложенные в едином технологическом коридоре (повреждение теплоизоляции, смещение трубопровода с опоры, разрыв); разрушение конструкции в целом.

Данные физические процессы возникают в определенных условиях, определяемых параметрами окружающей среды, и ведут к следующим последствиям, связанным с: вероятностью гибели людей; вероятностью уничтожения биоты; степенью загрязнения почвы; степенью загрязнения водных объектов; степенью загрязнения атмосферы; объемами разрушения конструкций и объектов в целом.

Последствия аварий существенным образом зависят от характеристики природных условий, в которых происходят строительство и эксплуатация объектов промыслового транспорта. Одни и те же физические процессы которые развиваются в процессе аварий в ТК зависимости от условий эксплуатации могут, привести к различному ущербу.

В соответствии с этим в рамках анализа учитываются следующие природно-климатические характеристики: рельеф, климат, геологическое строение, гидрогеологические условия, поверхностные воды и их состав, почвы, геокриологические характеристики, растительность, животный мир, рыбные ресурсы. Исходя из идентификации потенциальных опасностей составляется общий перечень возможных на объекте аварий, проводится их анализ и систематизация и выполняется разработка характерных сценариев их возникновения и физически обоснованных вариантов развития («исходов»). Следует подчеркнуть, что с учетом конкретного влияния внешних факторов каждая отдельная авария может иметь несколько различных исходов, которые формируют матрицу возможных вариантов развития аварийных ситуаций \т"\,

где п - вариант ТК, ¡' - вид промыслового трубопровода в ТК,} - вариант воздействия на ТК при возникновении аварийной ситуации. Сценарии возможных вариантов последствий аварии для каждого технологического коридора можно представить следующим образом (табл. 1):

Таблица 1

Возможные варианты последствий аварии_

т5„ Утечка нефти из 1 нефтесбора

т>31 Утечка нефти из 2 нефтесбора

1 ш Нарушите проектного ноложенш 2 нефтесбора

т> Ударное механическое воздействие на 2 пефтесбор

т' 1 2 TV Воспламенение 2 нефтесбора

т' 1 2V Термическое воздействие на 2 нефтесбор

Т9п'[ Взрыв с разрушением 2 нефтесбора в целом

т5 Утечка нефти из напорного нефтепровода

т' 1 зп Нарушение проектного положения напорного нефтепровода

т» ¡ 1Ш Ударное механическое воздействие на напорный нефтепровод

т5 j 3IV Воспламенение напорного Егефтепровода

т' 1 IV Термическое воздействие на напорный нефтепровод

т® ■ 3VI Взрыв с разрушением напорного нефтепровода в целом

т9 1 « Интенсивный выброс газа из газопровода

т9 1 4П Нарушение проектного положения газопровода

г5 A 41U Ударное механическое воздействие на газопровод

Т4 iv Интенсивное горение высокоскоростной струи газа, истекающей из газопровода

т* 1 4V Термическое воздействие горящей струи газа на смежные низки из газопровода

У 1 4VI Взрыв с разрушением газопровода в целом

Для проверки работоспособности предложенной методики моделирования вариантов развития аварий на ПТ, а также для получения количественной оценки последствий аварий были использованы статистические данные по оценке аварийности промысловых трубопроводов 1992 -1996 гг.

Прогнозирование реальных размеров развития конкретных аварий производится посредством определения ущерба при авариях на промысловых трубопроводах на основе следующего соотношения:

у = "Lf,(x,), где i виды принимаемого в расчет ущерба; /¡(х,) - величина ущерба ¿-го вида; x¡ - параметры, определяющие размер ущерба.

Решение задачи сводится к нахождению значения каждой /,(хг) в следующем порядке:

Выбирается вид зависимости у0 от x¡, и на основе статистических или нормативных данных определяются параметры формулы для каждого вида ущерба:

yo~fi(xú = т-п, где т - количество погибших людей, п - страховая сумма в случае гибели людей;

У\ = f',(xj)- Yjk,!,, где к - количество погибших особей, I - штрафы при

уничтожении видов биоты;

У2= /з(*з) =ГгГ-К:кн, где Frp - площадь грунта, загрязненная продуктами перекачки, Nc - норматив освоения новых земель, кв - коэффициент загрязнения земель;

Уз ~Мхл) - к„ ■Мв-Яб.а.-Аи, где к„ - повышающий коэффициент, Мй- масса продуктов перекачки, попавших на поверхность водного объекта, - базовый норматив платы за выброс одной тонны нефтепродукта в водный объект в пределах установленного лимита, /:„ - коэффициент индексации;

У* =/ste) = ки-Ми з -Н(, а-к^, где кл - повышающий коэффициент, Л/к.3 - масса углеводородов, испарившихся с поверхности земли, покрытой разлитым продуктами перекачки, Н6я, - базовый норматив платы за выброс одной тонны углеводородов в атмосферу в пределах установленного лимита, к„ - коэффициент индексации;

У$ =/б(хб)=ХС,- +Z,, где С; - балансовая стоимость объектов аварии, Z, -{

затраты на восстановление объектов после аварии.

Общая формула получается суммированием этих функций:

У =/i(*i) V2O2) +/з(х3) +Мх4) +/5fe) +/6(х6). (10)

Для тех случаев, когда имеет место вероятность гибели людей больше допустимой (допустимая вероятность воздействия опасных факторов пожара на человека в год составляет 10"6), а также вероятность уничтожения видов флоры и фауны, занесенных в Красную книгу, производственная деятельность должна быть прекращена. Таким образом, оценка возможного ущерба при уничтожении растительного мира, водных биологических ресурсов, животного мира не занесенных в Красную книгу, загрязнении почвы, водных объектов, атмосферы, разрушении искусственных объектов производится по формуле

IH

м (11)

о.

При решении задачи на стадии проектирования, строительства и ввода в эксплуатацию для определения тех параметров и оценок возможного ущерба, который должен быть учтен в рамках «Декларации безопасности промышленных объектов», целесообразно использовать прогнозные модели, основанные на уравнениях регрессии, построенных исходя из фактических статистических данных.

С использованием результатов статистического анализа последствий аварий промысловых трубопроводов на основе наиболее типичных случаев аварий были составлены уравнения регрессии, которые включают следующие переменные: отношение диаметра трубы к толщине стенки D/S - х отношение рабочего давления Рр на аварийном участке к проектному давлению Рр/Р„ - х у, отношение объема потерянного продукта к объему вытекшего Qi/Qb - х 3; отношение реальной площади загрязнения к теоретически возможной величине пятна S/ST - jc4.

Функцией отклика у является относительная величина: ущерб в рублях, отнесенный к сметной стоимости.

Для исследования корреляционной связи х, (¿=ТГ4) и у было использовано уравнение множественной регрессии в виде:

У = Ь0 +Ь]Х] +Ь1Х2 +ЪъХъ +-¿4*4 (12)

Использование регрессионной модели позволяет не только оценить потенциальный ущерб при аварии, но и дифференцировать его по периодам эксплуатации трубопроводных систем на промыслах. Прогнозирование производится методом экстраполяции рядов динамики. Сущность этого метода заключается в том, что на основе статистической обработки и анализа динамического ряда определяется его тенденция - тренд ряда. Для этого производится выравнивание методом наименьших квадратов ряда динамики на базе регрессионных моделей. Для статистических данных, полученных в резуль-

таге наших исследований, в качестве зависимости у = / (г) была выбрана парабола вида

у =/({) = М2 - Ы + с (13)

как имеющая наиболее низкое значение среднего квадратичного отклонения аппроксимации.

На рис. 3 представлен пример динамики относительной величины у, представляющей собой отношение затрат на ликвидацию аварий промысловых трубопроводов к сметной стоимости трубопровода. Сплошной линией представлена аппроксимирующая функция. На определенной стадии жизненного цикла ТК затраты, связанные с ликвидацией аварий, и ущерб окружающей среде достигают такого уровня, что дальнейшая эксплуатация данного ТК или отдельных ГГГ становится экономически не выгодной. Эта точка соответствует такому моменту времени, когда необходимо осуществить либо полную реконструкцию, либо сооружение новой системы ПТ на данном месторождении.

100 %

80 60 40 20

Рис. 3. Тренд возможного ущерба по фактическим срокам службы ПТ.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1. На основе проведенного анализа практики строительства и эксплуатации систем промыслового трубопроводного транспорта и результатов выполненных статистических исследований аварийности промысловых трубопроводов определены системные факторы, определяющие формирование надежности и экологической безопасности промысловых трубопроводов.

2. Разработаны математические модели идентификации опасностей и техногенных воздействий в рамках жизненного цикла системы промыслового трубопроводного транспорта, включая модели прогнозирования параметров надежности, экологической безопасности и экономического риска.

3. Предложена и апробирована методика моделирования вероятностных сценариев возникновения и развития аварийных ситуаций на системах промыслового транспорта углеводородов для количественной оценки последствий отказов и техногенных воздействий в процессе их эксплуатации.

Основные положения диссертационных исследований опубликованы в следующих печатных работах:

1. Вартанова О.В. Методология прогноза обслуживания и ремонта промысловых трубопроводов//Тез. докл. Научно-техническая конференция «Геоэкология в нефтяной и газовой промышленности».-М:ГАНГ, 1995.-С.58-59.

2. Вартанова О.В. Концепция формирования организационных структур для технического обслуживания и ремонта промысловых трубопроводов/Лез. докл. Всероссийской научной конференции «Фундаментальные проблемы нефти и газа».-М: ГАНГ, 1996,- С.141-143.

3. Вартанова О.В. Формирование системы диагностического контроля промысловых трубопроводов// 50-я Юбилейной межвузовская студенческая научной конференции «Нефть и газ - 9б».-М: ГАНГ, 1996.- С. 33.

4. Вартанова О.В. Контроль технического состояния промысловых трубопроводов/Лез. докл. научно-технического семинара «Современные методы и средства защиты трубопроводных систем от коррозии».-Римени (Италия), 1997.-С.32.

5. Вартанова О.В. Методические подходы к оценке надежности и экологической безопасности промысловых трубопроводов//Нефтяное хозяйство.-1998.-№>11.-С.47-48

Соискатель

/Вартанова О.В./

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА I. АНАЛИЗ ПРИНЦИПОВ ФОРМИРОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ НА НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРОМЫСЛАХ

1.1. Классификация объектов трубопроводного транспорта на нефтегазовых промыслах.

1.2. Анализ современных методов и моделей в решении задач технического обслуживания и ремонта трубопроводных систем на нефтегазовых промыслах.

1.3. Методологические принципы формирования моделей для оценки надежности и экологической безопасности промысловых трубопроводов.

ГЛАВА II. СТАТИСТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ АВАРИЙНОСТИ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ.

2.1. Методика статистического анализа параметров определяющих возникновение аварийных ситуаций.

2.2. Оценка статистических параметров надежности промысловых трубопроводов.

2.3. Статистический анализ последствий аварий.

ГЛАВА III. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРОГНОЗНОЙ ИНФОРМАЦИИ В УПРАВЛЕНИИ ПРОЦЕССАМИ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИИ И РЕМОНТА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

3.1. Разработка математической модели прогнозирования параметров надежности ТК.

3.2. Разработка математической модели прогнозирования параметров экологической безопасности ТК.

3.3. Разработка математической модели прогнозирования параметров экономического риска при авариях ТК.

ГЛАВА IV. МЕТОДИКА ПОСТРОЕНИЯ ВЕРОЯТНЫХ СЦЕНАРИЕВ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И РАЗВИТИЯ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ НА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДАХ, ДЛЯ ОЦЕНКИ ИХ БЕЗОПАСНОСТИ.

4.1. Моделирование вариантов развития аварий на ТК.

4.2. Оценка объема техногенных воздействий за время эксплуатации ТК

4.3. Оценка возможного ущерба при возникновении аварийной ситуации на системах промыслового трубопроводного транспорта.

4.4. Применение регрессионной модели для прогнозирования воздействий в период эксплуатации трубопроводных систем.

За последние 5-7 лет большинство нефтегазовых предприятий вынуждено было резко сократить капитальные вложения в техническое развитие производства и освоение новых месторождений. В результате, нагрузка, на действующие мощности резко возросла. В основном нефтегазовые промыслы введены в эксплуатацию не менее 10 лет назад и учитывая возросшую эксплуатационную нагрузку, недостаточное финансирование технического перевооружения начального цикла для нормального извлечения и подготовки к транспорту углеводородного сырья на первое место выходят проблемы безотказной работы оборудования. В этих условиях необходимо внедрение передовых технологий. Анализ параметров разработки нефтегазовых месторождений позволяет сделать вывод, что к решениям по обустройству месторождений нужно подходить не только с точки зрения добычи и подготовки извлекаемых углеводородов к транспорту, но и с учетом конструктивных особенностей каждого промысла отдельно. В такой ситуации представляется актуальным идентифицировать процессы формирования и обеспечения надежности промысловых объектов возникающие на различных фазах жизненного цикла месторождений с учетом специфических условий эксплуатации месторождений различного типа.

В настоящее время основные запасы углеводородного сырья, представленные нефтью, газом и газоконденсатом, сосредоточены на севере Западной Сибири и Приполярья. На обустройство нефтяных и газовых месторождений расходуется значительная часть капитальных вложений, выделяемых на освоение нефтегазовых ресурсов (до 25%).

Современные нефтегазодобывающие предприятия располагают большим и разнообразным хозяйством. В его состав входят многочисленные сооружения основного производственного назначения, обеспечивающие добычу, сбор, подготовку нефти и газа к транспорту, сбор и подготовку к закачке в пласт пластовых вод, а также вспомогательные системы и службы (энергохозяйство, связь, механические мастерские, средства транспорта и

Т.д.).

В общую систему сбора нефти, газа, воды на нефте- и газодобывающих предприятиях входят также дожимные насосные станции (ДНС), компрессорные станции (КС) и технологические установки подготовки нефти, природного газа, нефтяного газа, а также установки подготовки пресной и пластовой воды к закачке в пласт для поддержания пластового давления и, следовательно, продления периода фонтанирования скважин и увеличения коэффициента нефтеотдачи пластов.

Организация строительства нефтегазопромысловых объектов в значительной мере зависит от характера сооружений, их размещения на генеральном плане промышленного предприятия или месторождения, а также от технологического процесса, осуществляемого в том или ином сооружении.

Нефтегазодобывающая промышленность имеет свои особенности и для рассмотрения вопросов организации строительства на нефтепромыслах необходимо кратко осветить ее специфичность. Одной из особенностей нефте-газопромыслового строительства является разбросанность взаимосвязанных по технологии объектов на большом расстоянии друг от друга. Промышленные площадки размером в несколько десятков километров, на которой размещены небольшие сооружения нефтенасосных, газокомпрессорных станций, сборных пунктов и товарных парков, сооружения системы водоснабжения, электроподстанций, соединенны густой сетью линий электропередач, нефтепроводов, газопроводов, линий связи, автодорог и т.д. Наибольшая трудоемкость падает на строительство нефтегазосборных сетей и водоводов, это связано не только с разбросанностью строительных площадок, но и с наибольшей протяженностью и сложностью конструкций по сравнению с другими промысловыми трубопроводами (ПТ).

Эта особенность - разбросанность сооружений на значительной территории - усугубляется еще и тем, что ввод в действие сооружений связан с готовностью скважин, а бурятся они часто не по направлению системы трубопроводов сбора и транспорта нефти и газа, а по методу разработки месторождений, т.е. от периферии к центру или от разрезающих рядов к периферии месторождения. Это заставляет строить системы сбора нефти и газа по частям. Кроме того, приходится возвращаться зачастую на старые места для продолжения строительства коммуникаций.

Вторая особенность нефтегазопромыслового строительства - совмещение работ по бурению, строительству и эксплуатации. Строители должны подготовить площадь или участок месторождения для разбуривания, обеспечить прокладку коммуникаций и строительство сооружений системы сбора и транспорта нефти и газа, передав их эксплуатационному персоналу для ввода в действие.

Совмещение работ по бурению, эксплуатации и строительству создает трудности, связанные с условиями эксплуатации скважин, транспортом газа и нефти. По существу в нефтегазодобывающей промышленности буровики, строители и эксплуатационники тесно связаны между собой и совместно решают обустройство промыслов, что связано с ростом объемов работ.

Третья особенность нефтегазопромыслового строительства значительный объем трубопроводных работ и незначительные габаритные размеры промысловых сооружений. Достаточно сказать, что 65 % объема строительно-монтажных работ обустройства, разбросанных по всей площади месторождения, состоит на 75 % из коммуникаций и 25% из линейных сооружений и промышленных объектов, отдельные здания которых имеют от 800 до 4000 м3, а площадь застройки от 200 до 600 м2.

Кроме того при создании сети ПТ следует учитывать следующие факторы:

- суровые природно-климатические условия, ограничивающие использование персонала и транспортных средств;

- высокую электрическую гетерогенность почво-грунта, перепады температур, водные перетоки, колебания зеркала грунтовых вод и сильная минерализация почвенного электроплита, свидетельствующие о повышенной коррозионной опасности на отдельных участках трубопровода;

- конструктивные решения, технология строительства и материалы используемые в процессе создания промысловых трубопроводов;

- назначение и характеристика перекачиваемого продукта;

- современные достижения в диагностике состояния ПТ.

Другим аспектом, определяющим рост затрат на месторождениях является старение действующего производства, которое помимо естественного снижения добычи, увеличивает вероятность отказов оборудования и аварийность промысловых трубопроводов.

Существовавшее ранее планово-предупредительное техническое обслуживание и ремонт ПТ не в полной мере отвечает современным требованиям обеспечения бесперебойного функционирования системы промысловых трубопроводов и их объектов в условиях легитимации различных форм собственности на месторождения и кроме того, не учитывает в полной мере конструктивных и других особенностей промыслового оборудования, условий их эксплуатации. Исследование последних лет направлены в основном на улучшение существующей стратегии технического обслуживания и ремонта (ТО и Р) промысловых трубопроводов, но в связи с внедрением принципиально нового блочно-комплексного оборудования, изменения макроэкономической среды возникает необходимость рассмотрения и других возможных стратегий, которые учитывали бы случайность происходящих явлений, специфику блочно-комплексного оборудования, условия эксплуатации, региональные аспекты, взаимоотношение участников инвестиционных процессов при которых достигалось бы более эффективное обеспечение надежности систем ПТ. При этом развитие организации и технологии сооружения промысловых трубопроводов, совершенствование технологического оборудования и методов управления строительным производством является главным направлением повышения эффективности работы строительных подразделений при технологическом обслуживании и ремонте промысловых трубопроводов различного назначения.

Качественно новые требования к надежности систем промыслового трубопроводного транспорта и принципиально иные подходы к оценке их экологической безопасности предъявляются в связи с реализацией постановления Правительства РФ № 675 от 1 июля 1995 г. «О декларации безопасности промышленного объекта РФ», согласно которому для каждого объекта с повышенной опасностью производства должны быть оценены характер и масштабы потенциальных опасностей, выработаны мероприятия по обеспечению промышленной безопасности и готовности к действиям в аварийных и чрезвычайных ситуациях.

Применительно к системам промыслового транспорта такая задача может быть решена на основе анализа опасностей и риска которые, в свою очередь, должны базироваться на статистическом анализе: аварийных ситуаций (которые имели место быть ранее); условий возникновения и развития аварий; вероятных сценариев развития аварий; оценке риска аварий и их последствий.

В соответствии с этим целью выполненного исследования является анализ и обобщение опыта создания и эксплуатации промысловых сетей с присущими каждому этапу экономическими и технологическими особенностями в целом, а так же разработка и внедрение на этой основе прогнозирующих систем оценки безопасности трубопроводного транспорта на промыслах с учетом существующих и перспективных методов, направленных на обеспечение надежной и бесперебойной работы трубопроводов, снижение эксплуатационных затрат, сохранение благоприятной экологической ситуации в районе промыслов, максимальное использование передовых научно технических разработок и методов производства ремонтно восстановительных работ.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1. На основе проведенного анализа практики строительства и эксплуатации систем промыслового трубопроводного транспорта и результатов выполненных статистических исследований аварийности промысловых трубопроводов определены системные факторы, определяющие формирование надежности и экологической безопасности промысловых трубопроводов.

2. Разработаны математические модели идентификации опасностей и техногенных воздействий в рамках жизненного цикла системы промыслового трубопроводного транспорта, включая модели прогнозирования параметров надежности, экологической безопасности и экономического риска.

3. Предложена и апробирована методика моделирования вероятностных сценариев возникновения и развития аварийных ситуаций на системах промыслового транспорта углеводородов для количественной оценки последствий отказов и техногенных воздействий в процессе их эксплуатации.

1. Абдуллин И.Г. Коррозионно-механическая прочность нефтегазовых трубопроводных систем. Дис. д-ра техн. наук. Уфа, 1987. 437 с.

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

3. 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.

4. Болотин В.В. Ресурс машин и конструкций. М.: Машиностроение, 1990.-448 с.

5. Бордубанов В.Г. Несущая способность трубы с поверхностным повреждением : методы оценки // Строительство трубопроводов, 1986. N8. - с. 36-37.

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

7. Вартанова О.В. Методология прогноза обслуживания и ремонта промысловых трубопроводов//Тез. докл. Научно-техническая конференция «Геоэкология в нефтяной и газовой промышленности».-М:ГАНГ, 1995.-С.58-59.

8. Вартанова О.В. Концепция формирования организационных структур для технического обслуживания и ремонта промысловых трубопрово-дов//Тез. докл. Всероссийской научной конференции «Фундаментальные проблемы нефти и газа».-М: ГАНГ, 1996.- С. 141-143.

9. Вартанова О.В. Формирование системы диагностического контроля промысловых трубопроводов// 50-я Юбилейной межвузовская студенческая научной конференции «Нефть и газ 96».-М: ГАНГ, 1996,- С. 33.

10. Вартанова О.В. Контроль технического состояния промысловых трубо-проводов//Тез. докл. научно-технического семинара «Современные методы и средства защиты трубопроводных систем от коррозии».г. Рими-ни (Италия), 1997.-С.32

11. Вартанова О.В. Методические подходы к оценке надежности и экологической безопасности промысловых трубопроводов//Нефтяное хозяй-ство.-1998.-№11.-С.

12. Восстановление работоспособности труб нефтепроводов. Уфа: Башкирское книжное изд-во, 1992,- 240 с.

13. ВСН 004-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Технология и организация.

14. ВСН 005-88 Строительство промысловых стальных трубопроводов. Технология и организация.

15. ВСН 006-89 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка.

16. ВСН 007-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Конструкции и балластировка.

17. ВСН 008-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция.

18. ВСН 009-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Средства установки электрохимзащиты.

19. ВСН 010-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Подводные переходы.

20. ВСН 011-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытания.

21. ВСН 012-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. Части I, II.

22. ВСН 013-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов в условиях вечной мерзлоты.

23. ВСН 014-89 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Охрана окружающей среды.

24. ВСН 008-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Линии связи и электропередачи.

25. Галеев В.Б., Карпачев М.З., Харламенко В.И. Магистральные нефте-продуктопроводы. 2-е издание, переработанное и дополненное. // Недра. 1988 -296 с.

26. ГОСТ 25812-83* Трубопроводы стальные магистральные. Общие (с изменениями) требования к защите от коррозии.

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

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

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

30. Гуссак В.Д., Альшанов А.П. Оценка срока службы участка газопровода с коррозионной каверной // Газовая промышленность. 1991. - N8. - с. 14-15.

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

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

33. Дадонов Ю.А. Состояние аварийности на трубопроводном транспорте // Безопасность труда. 1994. - N7. - с. 2-8.

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

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

36. Иванова B.C. Усталостное разрушение металлов. М.-Металлургия, -258 с.

37. Иванцов О.М., Харитонов В.И. Надежность магистральных трубопрово-дов.-М.: Недра, 1978.-166 с.

38. Клюев В.В., Пархоменко П.П., Абрамчук В.Е. и др. Технические средства диагностики. Справочник. М.: Машиностроение, 1989. - 67 с.

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

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

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

42. Ю.П.Коротаев, А.И.Ширковский Добыча, транспорт и подземное хранение газа//М.:Недра.-1994.

43. Краснова Ю.В. Методы определения остаточной прочности трубопроводов // Научно-технический журнал, 1993. N1. - с.5-10.

44. Лещенко A.C. О диагностике, расчете и прогнозировании прочности труб И сварных конструкций // Нефтяное хозяйство, 1994. N8. - с. 50-52.

45. Лившиц JI.С., Шрейбер И.Г., Подхалюзин С.З. и др. Оценка допустимой глубины поверхностных дефектов для большого диаметра // Строительство трубопроводов. 1986. - N8. - с. 37-38.

46. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды.-М.: Недра, 1977

47. Маслов Л.С., Султанов М.Х. Исследование времени роста усталостных трещин на трубах магистральных нефтепроводов // Нефтяная промышленность. 1981. - N5. - 7-10.

48. Махутов Н.А. Деформационные критерии разрушения и расчет элементов конструкций на прочность. М.Машиностроение, 1981. - 272 с.

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

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

51. Мушик Э., Мюллер П. Методы принятия технических решений: Пер. с нем. -М.: Мир, 1990.-208 с.

52. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов.-М.: НПО ОБТ.-1994 (РД 39-132-94)

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

54. РД-39-30-107-78. Методика оценки ущерба от отказов объектов магистрального нефтепровода. Уфа : ВНИИСПТнефть, 1981. - 48 с.

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

56. Серенсен C.B. Усталость материалов и элементов конструкций. Киев: Наукова Думка, 1985. - Т.2. - 256 с.

57. СНиП 3.01.01-85* Организация строительного производства

58. СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы.

59. СНиП 3.01.03-84 Геодезические работы в строительстве.

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

61. СНиП 2.04.02-84 Водоснабжение. Наружные сети и сооружения.

62. Степанов М.Н. Статистическая обработка результатов механических испытаний. М.: Машиностроение, 1972.- 232 с.

63. Троицкий В.А., Валевич М.И. Неразрушающий контроль сварных соединений. М.: Машиностроение, 1988. - 112 с.76. «Тушение нефти и нефтепродуктов», ВНИИПО, М., 1996.

64. Фокин М.Ф., Гусенков А.П., Аистов A.C. Оценка циклической долговечности сварных труб магистральных нефте- и продуктопроводов // Машиностроение, 1984. N6. - 49-55.

65. Фокин М.Ф., Никитина Е.А., Трубицын В.А. Оценка работоспособности нефтепроводов с локальными поверхностными дефектами. -М.:ВНИИОЭНГ, Нефтяная промышленность, Экспресс-информация, 1987. вып. 8. - 1-5.

66. Фокин М.Ф., Трубицын В.А., Никитина Е.А. Оценка эксплуатационной долговечности магистральных нефтепроводов в зоне дефектов. -М.:ВНИИОЭНГ, Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, Обзорная информация, 1986. вып.5. - 53 с.

67. Хазов Б.Ф., Дидусев Б.А. Справочник по расчету надежности машин на стадии проектирования. М.: Машиностроение, 1986. - 224 с.

68. Хричков В.В. Модели деформирования и разрушения стареющих материалов // Проблемы прочности. 1990. - N4. - 34-37.

69. Хричков В.В. Рост трещин в упругом теле при старении и коррозии под напряжением // Проблемы прочности. 1991. - N6. - с. 92-95.

70. Хуснутдинов М.Х. Технология и организация обустройства нефтегазовых промыслов. М.:Недра, 1993 г.

71. Черняев В.Д. Состояние и перспективы развития системы магистральных нефтепроводов России // Трубопроводный транспорт нефти. -1995. -N1. с. 2-8.

72. Черняев В.Д., Черняев К.В., Березин Л.В., Стеклов О.И., Васильев Г.Г. Системная надежность трубопроводного транспорта углеводородов.-М.:Недра.-1997 г.

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

74. Чуев Ю.В., Михайлов Ю.В., Кузьмин В.И. Прогнозирование количественных характеристик процессов. М.:Сов.радио, 1975. - 400 с.

75. Шахматов М.В., Ерофеев В.В., Гумеров К.М. и др. Оценка допустимой дефектности нефтепроводов с учетом их реальной нагруженности // Строительство трубопроводов. 1991. - N12. - с. 37-41.

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

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

78. Ямалеев К.М., Абраменко J1.A. Деформационное старение трубных сталей в процессе эксплуатации магистральных нефтепроводов // Проблемы прочности. 1989. -N11. - с. 125-128.

79. Davis M.J. Tenneco's efforts for verifying pipeline integrity // AG A Distribution Transmission Conference, Toronto, Ontario, May 1988.

80. Grady Т.О. and Hisey D Pressure calculation for corroded pipedeveloped // Oil and Gas J., 1993, Vol.91, N42, p. 84-89.

81. Jamieson R.M. and MacDonald J.S. Pipeline monitoring // Proc.9th anual Energy Technology Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, February 1986, ASME Petroleum Div 3, p. 113-118.

82. John R. External pipeline rehabilitation // Pipeline, October 1990, p.4.

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

84. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines, ANSI/ASME B31G-1984, The American Society of Mechanical Engineers. Sowerby T.M. Pipeline inspection first stage in rehabilitation // Pipeline, October 1990, p.2.