автореферат диссертации по безопасности жизнедеятельности человека, 05.26.03, диссертация на тему:Комплексная оценка безопасности эксплуатации подземных нефтегазопроводов

На правах рукописи

КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ

Специальность 05.26.03 — «Пожарная и промышленная безопасность» (нефтегазовая отрасль)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

УФА-2006

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете и Научно-производственном внедренческом предприятии «Электрохимзащита»

Научный руководитель

доктср технических наук, доцент Гареев Алексей Габдуллович.

Официальные оппоненты

доктор технических наук, профессор Буренин Владимир Алексеевич;

кандидат технических наук Ишмуратов Рафхат Гадиевич.

Ведущая организация

Уфимский филиал ОАО «Гипротрубопровод».

Защита состоится 30 июня 2006 года в 11-30 на заседании диссертационно!о совета Д 212.289.05 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственною нефтяного технического университета.

Автореферат разослан «2-9 » мая 2006 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета „¿/¿"^ Закирничная М.М.

,---з

G 75 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Требования Федерального закона _М°]16-Ф3 от 21.07.1997 г. «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» распространяются на подземные сооружения нефтегазового комплекса, к которым относятся магистральные, технологические и внутриплощадочные трубопроводы.

Подземные трубопроводы - одно из самых распространенных и наиболее ответственных в наши дни средств сбора, доставки и распределения углеводородов. В условиях развития отрасли и возрастающих объемов добычи нефти и газа они обеспечивают достаточную производительность. Однако в настоящее время многие трубопроводы имеют значительный срок эксплуатации. 38% эксплуатируемых грубопроводов прослужили 10-20 лет, порядка 25% трубопроводов работают более 20 лет, 5% перешагнули нормативный рубеж.

За последние годы число аварий на магистральных и технологических трубопроводах увеличилось вдвое. Поэтому необходимо уделять большое внимание состоянию как самих сооружений, так и состоянию их пассивной и активной защиты.

Статистика показывает, что причиной каждой третьей аварии на проложенном в грунте трубопроводе является электрохимическая коррозия, степень влияния критериев которой недостаточно учитывается при оценке потенциальной опасности сооружения.

Существующая в области промышленной безопасности классификация трубопроводов сводится к определению класса и категории опасности объекта, зависящих от таких показателей, как тип транспортируемого вещества, диаметр и рабочее давление, удаленность от ближайшего населенного пункта, а также условия прокладки.

Для повышения безопасности эксплуатации объектов нефтегазовой отрасли необходимо на основании диагностики и своевремрчнг1™ n'-rtlftrtf»Hq

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ

БИБЛИОТЕКА С"ПеТеР&^

ОЭ 200 1

опасных дефектов повысить эффективность планирования ремонтных работ и устранения участков трубопроводов, на которых возможны аварии с тяжелыми последствиями.

Несмотря на большой объем публикаций по проблеме повышения безопасной эксплуатации трубопроводов, некоторые вопросы требуют проработки. Среди них можно выделить следующие:

- оценка технического состояния трубопровода, условий прокладки и степени его защищенности;

- статистический анализ данных электрометрических обследований;

- влияние отдельных коррозионных факторов на общую потенциальную опасность объекта.

В связи с вышеизложенным целью работы является разработка комплексного подхода к оценке безопасности эксплуатации нефтегазопроводов на основе критериев, учитывающих их состояние в условиях подземной прокладки.

Реализация цели диссертационной работы осуществляется путем постановки и решения следующих основных задач:

1. Анализ условий прокладки и технического состояния трубопровода, выявление основных факторов, снижающих безопасность его эксплуатации.

2. Выявление новых моделей оценки состояния трубопровода и степени его катодной поляризации на основании статистического анализа данных, полученных в ходе электрометрического обследования.

3. Оценка степени влияния основных коррозионных факторов на общую потенциальную опасность эксплуатируемого сооружения.

Блок-схема решаемых в диссертационной работе задач представлена на рис. 1.

Рис. 1 Блок-схема решаемых в диссертационной работе задач

Научная новизна

1. Впервые получены линейные и нелинейные математические зависимости для оценки основных коррозионных факторов, снижающих безопасность эксплуатации подземных нефтегазопроводов.

2. Выявлено, что коэффициент корреляции между суммарным и поляризационным потенциалами трубопровода характеризует качество

изоляционного покрытия, а аномальные точки, полученные при построении коробчатой диаграммы, совпадают с местами крупных и средних повреждений изоляции. Получена эмпирическая зависимость поляризационного потенциала трубопровода от суммарного.

Практическая значимость и реализация результатов работы ^ Предложенная в работе балльная система ранжирования локальных участков эксплуатируемых трубопроводов используется в ОАО «Уралсибнефтепровод» при составлении календарных планов и регламентов на проведение первоочередного ремонта и устранение несоответствий в обеспечении катодной защиты ^ Выявленные статистические модели для оценки состояния трубопровода и его защищенности используются в ООО НПВП «Электрохимзащита» при камеральной обработке результатов комплексных предремонтных обследований.

На защиту выносятся теоретические обобщения известных и полученных автором результатов исследований в области повышения безопасной эксплуатации трубопроводных систем.

Апробация работы Результаты работы докладывались на следующих республиканских и международных научно-технических конференциях: «Проектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования: проблемы и решения» (Уфа -2004 г.); «Новоселовские чтения» (Уфа - 2004 г.); «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (Уфа - 2006 г.); «Коррозия металлов, предупреждение и защита» (Уфа - 2006 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ, в числе которых 6 статей и тезисы 4 докладов.

Структура и объем диссертации Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, списка

литературы из 106 наименований и 10 приложений. Содержит 138 страниц машинописного текста (без приложений) и включает 33 рисунка, 54 таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приведена общая характеристика работы, сформулированы цель и основные задачи исследования, обоснована актуальность проведенных обследований.

В первой главе проведен анализ опубликованных работ, посвященных проблеме повышения безопасности эксплуатации нефтегазопроводов, а также существующим методам мониторинга коррозионного состояния подземных сооружений и состояния их активной и пассивной защиты. При этом было выявлено, что риск возникновения аварий и инцидентов обусловлен воздействием электрохимической и биологической коррозии, причем доля последней в сравнении с первой пренебрежимо мала. Поэтому в отраслях нефтегазового комплекса, занимающихся транспортировкой и доставкой сырья, антикоррозионной защите уделяется особое внимание. В то же время известно, что эффективная защита трубопроводов не может быть обеспечена без качественного изоляционного покрытия. Разрушение изоляции способствует образованию потенциальных очагов аварий и инцидентов в условиях недостаточной катодной поляризации, а также снижает эффективность всей системы электрохимической защиты.

Для определения качества изоляционного покрытия, а также выявления других факторов, делающих объект потенциально опасным, на действующих трубопроводах производятся комплексные обследования с периодичностью 5-10 лет в зависимости от условий их залегания. В наши дни существуют различные методики неразрушающего контроля и множество средств для электрометрической диагностики, целями которых являются выявление потенциально опасных с точки зрения промышленной безопасности участков и разработка рекомендаций по снижению риска возникновения аварий и инцидентов.

По результатам проведенных электрометрических обследований с применением существующих методик и средств неразрушающего контроля производится оценка опасности эксплуатируемых участков трубопровода.

Основными критериями опасности рассматриваемых локальных участков грубопроводов являются:

- наличие дефектов на внешней поверхности трубопровода и скорость разрушения по результатам внутритрубной диагностики (ВТД);

- агрессивность внешней среды;

- состояние изоляционного покрытия трубопровода;

- уровень катодной поляризации защищаемого сооружения;

- влияние Fia защищаемое сооружение блуждающих токов.

Существующая в настоящее время классификация нефтегазопроводов

позволяет выделить участки нормальной, повышенной и высокой коррозионной опасности. Причем опасным считается участок, на котором один из критериев достигает критического значения. Однако наличие критического значения одного из критериев при отсутствии остальных может, в ряде случаев, незначительно влиять на потенциальную опасность участка трубопровода. И наоборот, иногда возникает ситуация, когда ни один из критериев не является критическим, а происходит авария или инцидент. Поэтому наряду с существующей классификацией необходимо применять комплексный подход к оценке опасности участков нефтегазопроводов, учитывающий не только достижение одного из критериев критического значения, а суммарное влияние наиболее значимых факторов, снижающих безопасность эксплуатации нефтегазопроводов.

Для решения поставленной задачи во второй главе проанализированы условия прокладки более 10ОО км подземных трубопроводов, относящихся к системе сбора, доставки и распределения нефти и газа При этом был выбран типичный участок трубопровода протяженностью 49 км, на котором в наибольшей степени проявляется воздействие основных факторов, снижающих безопасность эксплуатации. Комплексное обследование

состояния танною участка действующею трубопровода (0820 мм), выбранною в качестве примера, показало следующие результаты

I По результатам анализа ВТД обнаружено 592 повреждения сгенки трубы мубиной от 0.8 до 6.7 мм (48%) (рис 2). Максимальная скорость коррозии составляет 0.44 мм/год

fue 2 Iíop/ю тонкая жна oónup\ ж синая на тс ic mp\f>onpoe,oóa

2 Обобщенная характеристика коррозионном активноси-i фунюн но трассе всею у чаем ков. пролегающих в трутах высокой коррозионном акжвносш. 29 км средней 15 км. низком 5 км (рис

"07

Ооысок^й □ средняя D милхая

Рис 3 Дтя корропюниои активности .'¡питав по трассе тр\ йопровоОа

Кроме ют. присутствуют участки с у тельным электрическим сопротивлением ipvura менее 10 Ом м и паблю таклея резкие переналы удельного ;лек трическою сопрот нв тения (У1С I грунта Средняя величина \Э( грунта на o6i течованном vucike составляет 4*Л Ом м

3. Выявлено опасное влияние блуждающих токов на всем обследуемом участке. Максимальная обнаруженная амплитуда колебаний потенциала трубопровода составляет 5,44 В. Векторы, построенные по результатам регистрации градиентов потенциала в грунте, показали, что источником блуждающих токов является электрифицированная железная дорога, пересекающая технологический коридор с обследуемым трубопроводом.

4. Произведена оценка степени защищенности подземного сооружения катодной поляризацией (табл. 1), в том числе степени защищенности по времени в зоне опасного влияния блуждающих токов.

Таблица 1

Участки с недостаточной катодной поляризацией по протяженности

Участок трубопровода, км Итого, км

от до

1217,0 1218,2 1,2

1232,4 1234,1 1,7

1235,5 1237,3 1.8

1240,1 1245,0 4,9

Всего: 9,6

5. Определены зоны действия установок катодной защиты, а также приведены результаты обследования общего технического состояния и режимов работы установок катодной и дренажной защиты, рассчитан остаточный срок эксплуатации анодных заземлений. Выявлены участки, подверженные вредному влиянию переменных и блуждающих токов. Обследовано техническое состояние контрольно-измерительных пунктов, переходов фубопровода через автомобильные и железные дороги.

6. По результатам обследования состояния изоляции выявлено наличие дефектов в изоляционном покрытии. Обнаружено 9 мелких, 65 средних и 38 крупных повреждения. Был произведен визуально-инструментальный контроль состояния трубопровода и изоляции в шурфах. Также приведены основные электрические характеристики изоляции и определен ос гаточный срок ее эксплуатации.

7. При помощи электрометрических измерений произведен полный анализ коррозионной ситуации на обследуемом трубопроводе и выявлены участки, представляющие наибольшую угрозу промышленной безопасности. Разработаны рекомендации по повышению эффективности электрохимической защиты и снижению риска возникновения аварийных ситуаций.

В третьей главе приведен статистический анализ экспериментальных данных, полученных в ходе электрометрического обследования и оценки безопасности эксплуатации при помощи измерительного комплекса «МоОаШ».

Также, для большей объективности в определении мест с дефектами изоляции, выбранный участок был обследован при помощи комплекта аппаратуры УКИ-1М. Данные сравнительного анализа показали идентичные результаты (рис. 4), т.е. результаты обследования изоляции методом интенсивных измерений (МоОага) нодшерждаются альтернативным методом продольного градиента (УКИ-1М), имеющим значительно меньшую стоимость.

Графит результата замеров МоОвМ

Рис 4 Результаты поиска повреждений изоляции двумя электрометрическими методами

Для статистического анализа были выбраны экспериментальные данные, которые представлены в табл. 2.

Результаты сравнения электрометрических данных

полученные

Таблица 2

МоОа1а

УКИ-1М

№ пп

фс при выкл. ЭХЗ

Поперечный градиент Продоль- Отношение при выкл ный прод град. ЭХЗ градиент к фону

при вкл ЭХЗ

К-т корреляции

Корреляция данных при включенной и отключенной системе электрохимической защиты (ЭХ1), полученных в результате интенсивных измерений, показала, что коэффициент корреляции между ними составляет 97%. Причем этот показатель растет и стремится к 100% на участках без дефектов изоляции. Было сделано предположение, что коэффициент корреляции при сравнении данных рядов характеризует качество изоляционного покрытия обследуемого сооружения. Построение «коробчатой диаграммы» подтвердило данное предположение.

Аномальные точки, полученные при построении «коробчатой диаграммы» (рис. 5) совпали с местами обнаружения крупных и средних повреждений изоляции.

На основании вышеизложенного можно сделать вывод, что использование статистических методов обработки электрометрических данных может значительно упростить камеральную обработку и позволяет судить как об общем состоянии изоляции, так и выявить расположение характерных (средних и крупных) повреждений по грассе трубопровода.

Привкп ЭХЗ

Привыкл ЭХЗ

-1,8 -1,6 -1,4 -1,2 -1 -0,8 Потенциал, В

Рис 5 Коробчатая диаграмма по данным измерения потенциалов при включенной и выключенной ЭХЗ

Проведение регрессионного и корреляционного анализа позволяет сделать вывод, что с верояшостью 97% омическая составляющая //? при оценке катодной поляризации является величиной постоянной при данных условиях прокладки защищаемого сооружения Причем отклонение вероятности от 100% обусловлено наличием дефектов в изоляционном покрытии, что следует из предыдущих выводов. Полученная зависимость поляризационного потенциала защищаемого сооружения от суммарною (с омической составляющей) носит линейный характер (рис. 6) и выгляди! следующим образом:

<рП = 0,783393 х <рс - ОД 75464,

где (рп - поляризационный потенциал защищаемого сооружения, В;

(Рс - суммарный потенциал с омической составляющей, В.

Таким образом, можно сделать вывод, что для участков, проложенных в одинаковых условиях, зависимость поляризационного потенциала от суммарного имеет линейный характер, т.е. значение поляризационного потенциала может быть получено расчетным путем по результатам замеров потенциала с омической составляющей.

Поляризационный потенциал (при откл. ЭХЗ), В Рис 6 Зависимость поляризационного потенциала от суммарного

В четвертой главе предложен комплексный подход к оценке потенциальной опасности подземного сооружения с учетом степени влияния каждого из коррозионных факторов в отдельности. Для реализации этого в работе предложены математические зависимости соответствующих каждому коррозионному фактору коэффициентов, зависящих от критериев опасности. Зависимость опасности какого-либо фактора от численного значения соответствующих критериев не всегда носит линейный характер. Поэтому предложенные модели выбирались исходя из физических соображений. Критические и пограничные значения приняты из существующей нормативно-технической документации и многолетнего опыта проведения комплексных об следований.

Для оценки потенциальной опасности /-го локального участка трубопровода по результатам ВТД предложена зависимость, которая в общем виде выглядит следующим образом:

IX

кВТД _ ^I | /=1 1

ЪРН 3РУ 3Р '

/ кр ¡'кр кр

7 втд

где Аг, , [0;1] - коэффициент, характеризующий коррозионную опасность г-го локального учас1ка трубопровода по результатам ВТ Д;

Ну - глубина единичного обнаруженного дефекта, %;

Уу - скорость коррозии в месте обнаружения единичного дефекта, мм/год;

Р, плотность (количество) обнаруженных дефектов на ;-м локальном участке трубопровода;

Нкр - критическое значение потери металла, принято равным 50%;

Укр - критическое значение скорости коррозии, принято равным 0,5 мм/год;

Ркр - критическое значение плотности дефектов, принято равным 100 шт./км.

Если на обследуемом участке частичная замена трубопровода за период эксплуатации не производилась, то глубина дефекта и скорость потери металла величины пропорциональные (рис. 7).

Рис 7 Зависимость потенциальной опасности локального участка трубопровода от глубины обнаруженных язв и скорости их образования Нср средняя глубина дефектов на участке, %, Vtp средняя скорость коррочии на

участке, мм/год

В этом случае:

IX

И _ У=1_

р}кР рукР •

Тогда зависимость общей потенциальной опасности локального участка трубопровода можно представить следующим образом (рис. 8)

£тд _ + Г1

ЗРЯ ЗУ5 '

Рис. 8. Оценка потенциальной опасности локального участка трубопровода по результатам ВТД (в случае отсутствия капитального ремонта трубопровода за период эксплуатации на обследуемом участке) • Нср - средняя глубина дефектов на участке, %; Pi - плотность дефектов на участке, шт.

В случае же если за период эксплуатации трубопровода производился ремонт или замена выборочных участков, устранение дефектов, то оценку потенциальной опасности следует производить по общей зависимости.

Для оценки потенциальной опасности г'-го локального участка трубопровода по результатам обследования коррозионной активности грунтов предложена следующая зависимость (рис. 9):

V КА1

-0,005-

0,5е " + 0,25

Р,

Р"

где , [0; 1 ] - коэффициент, характеризующий коррозионную опасность

г'-го локального участка трубопровода по результатам обследования коррозионной активности грунтов;

рч - элементарное значение измеренного УЭС грунта, Ом м;

п - количество измеренных значений УЭС фунта на /-м локальном участке трубопровода;

РГ ~ максимальное значение УЭС грунта на /-м локальном участке трубопровода;

_ ГШП ч тЛ/-, .

/?, - минимальное значение УЭС грунта на 1-м локальном участке трубопровода.

400

ргп 600 ____

КГР 800

1000

Рис. 9. Оценка степени влияния коррозионной активности грунтов на потенциальную опасность локального участка трубопровода И^р - среднее значение удельного сопротивления грунта на участке, Ом м, Эц - степень

неоднородности грунтов [ $ _ Р._|

1 " р™)

Для оценки потенциальной опасности г-го локального участка трубопровода по результатам обследования состояния изоляции предложена следующая зависимость (рис. 10):

кпи — ] _ ^-о-оз/V,"'

где к1/11, [0;1] коэффициент, характеризующий коррозионную опасность г-го локального участка трубопровода по результатам обследования состояния изоляции;

приведенное количество дефектов изоляции на 1-м локальном учасч ке грубопровода.

где - количество мелких дефектов изоляции на г'-м локальном участке трубопровода;

количество средних дефектов изоляции на г'-м локальном участке трубопровода;

- количество крупных дефектов изоляции на /-м локальном участке трубопровода.

л^л^+гл^+злт;

0

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Приведенная сумма дефектов изоляции

Рис. 10 Оценка степени влияния состояния изоляции на потенциальную опасность локального участка трубопровода

Для оценки потенциальной опасности г'-го локального участка трубопровода по степени защищенности катодной поляризацией предложена следующая зависимость (рис. 11):

-5—

ккп=\-е ¿'

где к*", [0;1] - коэффициент, характеризующий коррозионную опасность /-го локального участка трубопровода по степени защищенности катодной поляризацией;

- протяженность участков с недостаточной катодной поляризацией на /-м локальном участке трубопровода, м;

- общая протяженность /-го локального участка трубопровода, м.

\ 1

- 1 1 1

-

¡

- Í 1 -1

- --

I 1

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Доля незащищенных участков

Рис. 11. Оценка степени влияния катодной поляризации на потенциальную опасность локального участка трубопровода

Для оценки потенциальной опасности /-го локального участка трубопровода при влиянии блуждающих токов предложена следующая зависимость (рис. 12):

-оА

' ^ пги

защ

i_

общ

где [0;1] - коэффициент, характеризующий зависимость

коррозионной опасности /-го локального участка трубопровода от влияния блуждающих токов;

г / шах г гпип

и, , и 1 - максимальное и минимальное мгновенные значения потенциала, обнаруженные на г'-м локальном участке трубопровода;

- время, в течение которого на обследуемом участке наблюдался защитный потенциал;

{обЩ _ 0бщее Время обследования.

При А™ - - £СП| < °'04 к? = 0 •

Рис 12 Оценка степени вчияния блуждающих токов на потенциальную опасность локального участка трубопровода ■ Ата* - максимальная амплитуда блуждающих токов на участке, В; Т - время, в течение которого наблюдался защитный потенциал, %

Суммарный коэффициент, характеризующий общее коррозионное состояние (ОКС) локального участка трубопровода, определяется как среднее значение полученных показателей:

• _ кв,д + кКАГ + кпи + кК„ + кь, КОКС 2

Для окончательного ранжирования локального участка трубопровода с точки зрения промышленной безопасности необходимо, помимо общего коррозионного состояния конкретного объекта, учесть такие факторы, как тип транспортируемого вещества, рабочее давление, удаленность от ближайшего населенного пункта и т.п. Для этого в работе принято учитывать существующую классификацию магистральных трубопроводов на классы и категории. Общая опасность участка трубопровода по 10-балльной системе рассчитывается по формуле

й = йн х кокс,

где .О - общая опасность участка трубопровода по 10-ти балльной системе;

Ои - максимальное значение опасности участка трубопровода в зависимости от класса объекта и категории участка без учета коррозионного состояния определяется из табл. 3.

Таблица 3

Катего-

В I II III IV

Класс

I 10 9 8 7 6

II 9 8 7 6 5

На основании проведенных исследований могут быть сделаны следующие основные выводы:

1. Разработана методика для ранжирования локальных участков трубопровода с помощью балльной системы по степени потенциальной опасности и риска возникновения аварий с учетом коррозионных факторов. На основании предложенной методики произведена классификация локальных участков действующего трубопровода по 10-балльной системе, которая позволит своевременно выявить и устранить

участки трубопроводов, представляющие наибольшую угрозу промышленной безопасности.

2. Статистический анализ электрометрических данных показал, что применение описательной статистики позволяет судить о наиболее опасных факторах, влияющих на промышленную безопасность эксплуатируемых подземных сооружений. Корреляционный анализ данных электрометрического обследования трубопровода методом интенсивных измерений выявил линейную зависимость поляризационного потенциала от суммарного при данных условиях прокладки защищаемого сооружения.

3. Произведен анализ условий залегания и коррозионного состояния действующего трубопровода, разработаны рекомендации по повышению безопасности эксплуатации и снижению риска возникновения аварий.

Основные результаты опубликованы в следующих печатных

работах:

1. Валюшок A.B., Блинов И.Г., Гареев А.Г., Насреев A.A. Визуальный и электрометрический контроль состояния электрохимической защиты и изоляционного покрытия магистральных нефтепроводов// Проектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования: проблемы и решения: материалы Всерос. науч.-техн. конф./ редкол.: А.М Шаммазов. и др. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. - С. 32-35.

2. Валюшок A.B., Блинов И.Г., Насреев A.A. Опыт проведения обследования состояния изоляции подземных трубопроводов предприятием ООО ППВП «Электрохимзащита»// Матер. Новоселовских чтений: сб. науч. тр. Вып. 2. - Уфа: УГНТУ, 2004. - С. 203-208.

3 Валюшок A.B., Блинов И.Г., Насреев A.A. Выявление коррозионно-опасных участков магистральных нефтепроводов при комплексном обследовании// Проблемы и методы обеспечения надежности и

безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: сб. тез. докл.: - Уфа: Транстэк, 2005. - С. 71-72.

4. Валюшок A.B., Блинов И.1., Насреев A.A. Опыг обследования состояния изоляции магистральных нефтепроводов предприятием ООО НПВП «Электрохимзащита»// Коррозия металлов, предупреждение и защита: сб. тез. докл. VII специализированной выставки-конф. «Промэкспо-2006». - Уфа: ООО «ПониКардс», 2006. - С. 91-92.

5. Валюшок A.B. Классификация коррозионной опасности участков трубопроводов с помощью балльной системы// Коррозия металлов, предупреждение и защита: сб. тез. докл VII специализированной выставки-конф. «Промэкспо-2006». - Уфа: ООО «ПониКардс», 2006. -С. 117-118.

6. Валюшок A.B., Гареев А.Г., Блинов И.Г., Насреев A.A. Классификация участков нефтегазопроводов, эксплуатирующихся в условиях электрохимической коррозии// Нефтегазовое дело. - 2006. -9с.-http://www.ogbus.ru/authors/V alyushok/Valyushokl .pdf.

7. Валюшок A.B., Гареев А.Г., Блинов И.Г., Насреев A.A. Оценка степени влияния коррозионных факторов на потенциальную опасность подземных нефтегазопроводов// Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: сб. тез. докл. XIV Междунар. специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2006». - Уфа: Транстэк, 2006. - С. 107-108.

8. Валюшок A.B., Гареев А.1., Блинов И.Г., Насреев A.A. Обработка данных электрометрического обследования трубопроводов с помощью статистических моделей.// Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: сб. тез. докл. XIV Междунар. специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2006». - Уфа: Транстэк, 2006. - С. 74-76.

«1 4 6 73W3

9. Валюшок A.B., Гареев А.Г., Блинов И.Г. Разработка комплексного подхода к оценке безопасности эксплуатации подземных нефтегазопроводов// Территория нефтегаз. - 2006. - №5. - С. 26-30.

10. Валюшок A.B., Гареев А.Г., Блинов И.Г. Комплексная оценка безопасности эксплуатации подземных нефтегазопроводов// Ростехнадзор. Наш регион. - 2006. - №5. - С. 10-11.

Подписано в печать 26 05 2006 Бумага офсетная Формат 60x84 1/16 Печать трафаретная Усл-печ л 1,0 Уч-изд л 0.9 Тираж 90 экз Заказ 03 Типография О^ЕТАЫ г Уфа, Проспект Октября 133

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. Обзор литературных источников.

1.1 Роль электрохимической защиты в обеспечении безопасной эксплуатации трубопроводов.

1.2 Определение технического состояния трубопровода и электрохимической защиты.

1.2.1 Определение состояния изоляционных покрытий.

1.2.2 Определение эффективности работы средств электрохимической защиты.

1.2.3 Определение коррозионной активности грунтов.

1.2.4 Определение степени коррозионных повреждений металла.

1.2.5 Анализ и оформление результатов диагностирования трубопровода.

1.3 Существующие методы оценки опасности подземных нефтегазопроводов

1.3.1 Классификация и категории магистральных трубопроводов.

1.3.2 Существующая классификация по коррозионным факторам.

1.3.3 Методы оценки технического состояния трубопроводов.

Глава 2. Анализ состояния и условий прокладки действующего трубопровода

2.1. Краткая методика проведения измерений.

2.2 Исходные данные эксплуатирующей организации.

2.2.1 Рабочие и эксплуатационные сведения по трубопроводу.

2.2.2 Эксплуатационные сведения и статистические данные по состоянию электрохимической защиты трубопровода.

2.2.3 Анализ результатов внутритрубной диагностики. Перечень коррозионно-опасных зон по результатам ВТД.

2.2.4 Разбивка трассы трубопровода и корректировка привязок на обследуемом участке.

2.3 Анализ коррозионной ситуации на обследуемом участке трубопровода. 65 2.3.1 Измерение удельного электрического сопротивления грунта. Выводы о коррозионной активности грунта по трассе.

2.3.2. Определение влияния блуждающих токов.

2.3.3 Измерение градиентов потенциала в грунте.

2.3.4 Определение вредного влияния переменных токов.

2.3.5 Выводы по общей коррозионной ситуации на обследуемом участке трубопровода.

2.4 Оценка степени защищенности трубопровода от электрохимической . коррозии.

2.4.1 Распределение средних значений потенциала по трассе трубопровода при включенной и отключенной системе электрохимзащиты.

2.4.2 Оценка влияния сопутствующих и пересекающих подземных коммуникаций и высоковольтных линий электропередач.

2.4.3 Определение зон действия УКЗ.••.

2.4.4 Выводы о степени защищенности обследуемого участка трубопровода по протяженности.

2.5 Обследование технического состояния системы электрохимической защиты.

2.5.1 Результаты обследования технического состояния СКЗ.

2.5.2 Выводы о техническом состоянии УКЗ.

2.5.3 Определение остаточного срока эксплуатации анодных заземлений.

2.5.4 Результаты обследования технического состояния УДЗ.

2.5.5 Результаты обследования технического состояния контрольно-измерительных пунктов.

2.5.6 Обследование технического состояния переходов трубопровода через автомобильные и железные дороги.

2.6 Обследование состояния изоляционного покрытия трубопровода.

2.6.1 Результаты поиска повреждений изоляции.

2.6.2 Результаты обследования состояния изоляции в шурфах.

2.6.3 Электрические характеристики трубопровода и изоляционного покрытия.

2.6.4 Определение остаточного срока эксплуатации защитного покрытия

2.6.5 Выводы о состоянии изоляционного покрытия трубопровода.

2.7 Полный анализ коррозионной ситуации на участках трубопровода.

2.8 Рекомендации.

Глава 3. Статистический анализ результатов электрометрического обследования состояния подземного трубопровода.

3.1 Сравнительный анализ результатов обследования изоляционного покрытия при помощи приборов МоОа1а и УКИ-1М.

3.2 Корреляционный и регрессионный анализ данных.

3.2.1 Построение «коробчатой диаграммы».

3.2.2 Построение зависимости поляризационного потенциала от суммарного

Глава 4. Ранжирование потенциальной опасности локальных участков трубопроводов с помощью бальной системы.

4.1 Оценка потенциальной опасности локальных участков трубопровода по основным коррозионным факторам.

4.1.1 Оценка потенциальной опасности по результатам внутритрубной диагностики.

4.1.1.1 Вывод зависимости для оценки потенциальной опасности по результатам внутритрубной диагностики.

4.1.1.2 Оценка потенциальной опасности по результатам внутритрубной диагностики на действующем трубопроводе.

4.1.2 Оценка потенциальной опасности по результатам обследования коррозионной активности грунтов.

4.1.2.1 Вывод зависимости для оценки потенциальной опасности по результатам обследования коррозионной активности грунтов.

4.1.2.2 Оценка потенциальной опасности по результатам обследования коррозионной активности грунтов на действующем трубопроводе.

4.1.3 Оценка потенциальной опасности по результатам обследования состояния изоляции.

4.1.3.1 Вывод зависимости для оценки потенциальной опасности по результатам поиска повреждений изоляции.

4.1.3.2 Оценка потенциальной опасности по результатам поиска повреждений изоляции на действующем трубопроводе.

4.1.4 Зависимость потенциальной опасности от степени защищенности локального участка катодной поляризацией.

4.1.4.1 Вывод зависимости для оценки потенциальной опасности по степени защищенности катодной поляризацией.

4.1.4.2 Оценка потенциальной опасности по степени защищенности катодной поляризацией действующего трубопровода.

4.1.5 Зависимость потенциальной опасности от влияния блуждающих токов

4.1.5.1 Вывод зависимости для зависимости потенциальной опасности от влияния блуждающих токов.

4.1.5.2 Оценка потенциальной опасности действия блуждающих токов на действующем трубопроводе.

4.2 Ранжирование локальных участков трубопровода по степени потенциальной опасности.

4.2.1 Оценка общей потенциальной опасности локальных участков трубопровода.

4.2.2 Оценка общей потенциальной опасности локальных участков действующего трубопровода.

Требования федерального закона №116-ФЗ от 21.07.1997 г. «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» распространяются на подземные сооружения нефтегазового комплекса, к которым относятся магистральные, технологические и внутриплощадочные трубопроводы [1,2].

Подземные трубопроводы — одно из самых распространенных и наиболее ответственных в наши дни средств сбора, доставки и распределения углеводородов. В условиях развития отрасли и возрастающих объемов добычи нефти и газа они обеспечивают достаточную производительность. Однако в настоящее время многие трубопроводы имеют значительный срок эксплуатации. Более 20 лет работают 25% магистральных трубопроводов, 38% эксплуатируемых трубопроводов — 10-20 лет, 5% перешагнули нормативный рубеж [3].

За последние годы число аварий на магистральных и технологических трубопроводах увеличилось вдвое. Поэтому приходится все более критически оценивать воздействие нефтегазовой отрасли на промышленную безопасность и уделять все большее внимание состоянию как самих сооружений, так и состоянию их пассивной и активной защиты [5].

Статистика показывает (приложение №1), что причиной каждой третьей аварии на проложенном в грунте трубопроводе является электрохимическая коррозия, степень влияния критериев которой недостаточно учитывается при оценке потенциальной опасности сооружения [6].

Существующая в области промышленной безопасности классификация трубопроводов сводится к определению класса и категории опасности объекта, зависящих от таких показателей как тип транспортируемого вещества, диаметр и рабочее давление, удаленность от ближайшего населенного пункта, а также условия прокладки [106].

Для повышения безопасности эксплуатации объектов нефтегазовой отрасли необходимо на основании диагностики и своевременного выявления опасных дефектов повысить эффективность планирования ремонтных работ и устранения участков трубопроводов, где возможны аварии с тяжелыми последствиями [7].

Несмотря на большой объем публикаций по проблеме повышения безопасной эксплуатации трубопроводов, некоторые вопросы требуют проработки. Среди них можно выделить следующие:

- оценка технического состояния трубопровода, условий прокладки и степени его защищенности;

- статистический анализ данных электрометрических обследований;

- влияние отдельных коррозионных факторов на общую потенциальную опасность объекта.

В связи с вышеизложенным целью работы является разработка комплексного подхода к оценке безопасности эксплуатации нефтегазопроводов на основе критериев, учитывающих их состояние в условиях подземной прокладки [101].

Реализация цели диссертационной работы осуществляется путем постановки и решения следующих основных задач:

1. Анализ условий прокладки и технического состояния трубопровода, выявление основных факторов, снижающих безопасность его эксплуатации [99];

2. Выявление новых моделей оценки состояния трубопровода и степени его катодной поляризации на основании статистического анализа полученных в ходе электрометрических обследований данных [104];

3. Оценка степени влияния основных коррозионных факторов на общую потенциальную опасность эксплуатируемого сооружения [103]. Блок-схема решаемых в диссертационной работе задач представлена на рис. 1.

РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОГО ПОДХОДА К ОЦЕНКЕ БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ НА ОСНОВЕ КРИТЕРИЕВ, УЧИТЫВАЮЩИХ ИХ СОСТОЯНИЕ В УСЛОВИЯХ ПОДЗЕТПОЙ КОРРОЗИИ г

АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДА И УСЛОВИЙ ЕГО ЗАЛЕГАНИЯ

1 1

ВЫЯВЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ФАКТОРОВ, СНИЖАЮЩИХ БЕЗОПАСНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ

О и О Я я о 5 О

3*2

9 о о « о £ я м гт о

Он н 5

Я § §

§ ° 9

Н со С5 ЧКО ра

Я я я * и

Он

Я О ю >>

Он н ч ра Я а ш

Он о

Я н о о я со я о

ЭЧ о щ Он и < I

ЗЯ щ я

Я" < со Я рц

Я Н О

0 я я ш В я 1 со « <г< О о я ч о н < о я я и Я" о Т

СТАТИСТИЧЕСКИИ АНАЛИЗ ДАННЫХ, ПОЛУЧЕННЫХ ПРИ КОМПЛЕКСНОМ ОБСЛЕДОВАНИИ

ВЫЯВЛЕНИЕ НОВЫХ МОДЕЛЕЙ ОЦЕНКИ

СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДА И СТЕПЕНИ ЕГО КАТОДНОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ

ОЦЕНКА СТЕПЕНИ ВЛИЯНИЯ ВЫЯВЛЕННЫХ ФАКТОРОВ НА ПОТЕНЦИАЛЬНУЮ ОПАСНОСТЬ ЭКСПЛУАТИРУЕМОГО СООРУЖЕНИЯ

ВЫЯВЛЕНИЕ УЧАСТКОВ ЭКСПЛУАТИРУЕМОГО ТРУБОПРОВОДА, ПРЕДСТАВЛЯЮЩИХ НАИБОЛЬШУЮ УГРОЗУ ПРОМЫШЛЕННОЙ

БЕЗОПАСНОСТИ

Рис. 1. Блок-схема решаемых в диссертационной работе задач Научная новизна

4 1. Впервые получены линейные и нелинейные математические зависимости для оценки основных коррозионных факторов, снижающих безопасность эксплуатации подземных нефтегазопроводов.

2. Выявлено, что коэффициент корреляции между суммарным и поляризационным потенциалами трубопровода характеризует качество изоляционного покрытия, а аномальные точки, полученные при построении коробчатой диаграммы, совпадают с местами крупных и средних повреждений изоляции. Получена эмпирическая зависимость поляризационного потенциала трубопровода от суммарного.

Практическая значимость и реализация результатов работы Предложенная в работе балльная система ранжирования локальных участков эксплуатируемых трубопроводов используется в ОАО «Уралсибнефтепровод» при составлении календарных планов и регламентов на проведение первоочередного ремонта и устранение несоответствий в обеспечении катодной защиты. Выявленные статистические модели для оценки состояния трубопровода и его защищенности используются в ООО НПВП «Электрохимзащита» при камеральной обработке результатов комплексных предремонтных обследований.

2.6.5 Выводы о состоянии изоляционного покрытия трубопровода

Общее состояние изоляции удовлетворительное. Фактическое переходное сопротивление выше нормативного на всех участках ТП. Наибольшее количество повреждений изоляции обнаружено в местах установки технологических узлов (вантузы, задвижки), в местах проведения земляных работ (установка ПК, КИП), а также в старых шурфах и затопленных ямах.

Обнаруженные дефекты изоляции равномерно распределены вдоль трассы обследуемого ТП. Наибольшая плотность повреждений наблюдается в местах присутствия в грунте крупного щебня. о ю

1У1

-и о

1У1 о ю чО о на всем обследуемом участке нет данных нет данных

Участок трубопровода (от СКЗ до СКЗ), км-км

Протяженность участка, км всего, шт. в т.ч. с ростом коррозии, шт.

Зона защиты СКЗ менее 3 км

УЭС грунта менее 20 Ом'м

Защитный потенциал ниже нормы, км

Зона блуждающих токов

Скорость коррозии от 0,3 до 0,5 мм/год, шт

Микробиологич еская коррозия

Коррозионное растрескивание - - под напряжением

Каверны глубиной более 15 % стенки трубы, шт

Скорость коррозии более 0,5 мм в год

Коррозионные отказы г в » п й е * -е- я

Н ; С 8 2 р о с д

5 о I я 4, э о к ° к

2 | » ° о я о ■а "О о ы

•С Ж

Л о й * й ° Я о я е

О << Л

0 м

1 ^ О я

X к

Я а н о о" и Е б 2 3 о § га

§ а ■о о к о X X 5

Количество дефектов изоляционного покрытия, шт

Количество вскрытых шурфов

Кол-во отсутствующих КИП на участке, шт

Причины коррозии на участке ТП

Причины роста коррозии

Год проведения следующего коррозионного обследования

2.8 Рекомендации

1. Произвести выборочный ремонт изоляции по результатам обследования. Критериями для выбора участков первоочередного ремонта являются наличие дефектов изоляции (в первую очередь крупные и средние, а также их относительно высокая плотность), недостаточная катодная поляризация, высокая коррозионная активность грунта и наличие каверн более 15% стенки трубы.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании проведенных исследований могут быть сделаны следующие основные выводы:

1. Разработана методика для ранжирования локальных участков трубопровода с помощью балльной системы по степени потенциальной опасности и риска возникновения аварий с учетом коррозионных факторов. На основании предложенной методики произведена классификация локальных участков действующего трубопровода по 10-ти балльной системе, которая позволит своевременно выявить и устранить участки трубопроводов, представляющие наибольшую угрозу промышленной безопасности.

2. Статистический анализ электрометрических данных показал, что применение описательной статистики позволяет судить о наиболее опасных факторах, влияющих на промышленную безопасность эксплуатируемых подземных сооружений. Корреляционный анализ данных электрометрического обследования трубопровода методом интенсивных измерений выявил линейную зависимость поляризационного потенциала от суммарного при данных условиях прокладки защищаемого сооружения.

3. Произведен анализ условий залегания и коррозионного состояния действующего трубопровода, разработаны рекомендации по повышению безопасности эксплуатации и снижению риска возникновения аварий.

1. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». М.: НТЦ «Промышленная безопасность», 2004.-32 с.

2. Комментарий к федеральному закону «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 №116-ФЗ/ Под ред. В.М. Кульечева. М.: НТЦ «Промышленная безопасность», 2004. - 160 с.

3. Владимиров А.И., Кершенбаум В .Я. Промышленная безопасность магистрального трубопроводного транспорта// Учебное пособие. М.: НП «Национальный институт нефти и газа», 2005 г. - 600 с.

4. Владимиров А.И., Кершенбаум В .Я. Техническое регулирование и промышленная безопасность. Магистральные трубопроводы// Учебное пособие. М.: НП «Национальный институт нефти и газа», 2004. — 364 с.

5. Ямуров Н.Р., Крюков H.H., Кускильдин P.A., Фролов Ю.А., Шарафиев Р.Г., Хайрудинов Р.И., Шахматов М.В., Ерофеев В.В., Петухов Ю.С. Промышленная безопасность в системе магистральных нефтепроводов. — М.: РАЕН, 2001.-159 с.

6. Мурзаханов Г.Х. Диагностика технического состояния и оценка остаточного ресурса магистральных трубопроводов// Учебное пособие. -М.: НП «Национальный институт нефти и газа», 2005. 72 с.

7. Гриб В.В. Диагностика технического состояния и прогнозирование остаточного ресурса магистральных нефтегазопродуктопроводов// Учебное и справочное пособие. — М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2004. 64 с.

8. Гумеров А.Г., Гумеров P.C., Гумеров K.M. Безопасность длительно эксплуатируемых магистральных нефтепроводов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. 310 с.

9. Гареева И.Ю., Хуснияров М.Х. Основные требования промышленной безопасности опасных производственных объектов. Уфа: УГНТУ, 2001. -67 с.

10. Правила безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов.1. М.: Недра, 1989.-93 с.

11. Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов. -М.: Недра," 1985. 111 с.

12. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии// ГОСТ 9.602-89/ Изд. официальное. М.: Изд-во стандартов, 1989. - 53 с.

13. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии// ГОСТ 25812-83/ Изд. официальное. М.: Изд-во стандартов, 1983.-45 с.

14. Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (РД 12-411-01). Серия 12. Выпуск 3/ Колл. авт. М.: ФГУП «НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2004.-104 с.

15. Промышленная безопасность химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств// Сборник документов/ Серия 09. Выпуск 1/ Колл. авт. — М.: ГУП «НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2001. 336 с.

16. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов (ПБ 03-585-03). Серия 03. Выпуск 25/ Колл. авт. М.: ФГУП «НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2004.-152 с.

17. Коршак A.A., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела// Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное. Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. - 544 е., илл.

18. Бобрицкий И.В., Юфин В.А. Основы нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1980. - 413 с.

19. Бородавкин П.П., Березин B.JL Сооружение магистральных трубопроводов. -М.: Недра, 1987.-471 с.

20. Середа Н.Г., Муравьев В.М. Основы нефтяного и газового дела. М.: Недра, 1980.-287 с.

21. Алиев P.A., Белоусов В.Б., Немудров А.Г и др. Трубопроводный транспортнефти и газа. М.: Недра, 1988. - 368 с.

22. Аварии на трубопроводном транспорте.// Трубопроводы и экология 1998, №2 - с. 28.

23. Кармазинов Ф.В., Дикарев В.И., Заренков Д.В., Койнаш Б.В. Вода, нефть, газ и трубы в нашей жизни/ Под ред. д.т.н., профессора Кармазинова Ф.В. -СПб.: Наука и техника, 2005. — 296 е.: ил.

24. Микаэлян Э.А. Повышение качества, обеспечение надежности и безопасности магистральных нефтегазопроводов. М., 2001.

25. Абросимов A.A. . Управление промышленной безопасностью. — М.: Институт промышленного сервиса, 2000. 320 с.

26. Шаммазов A.M., Коршак A.A., Коробков Г.Е., Султанов Н.Ф. Основы трубопроводного транспорта нефти. — Уфа: Изд-во «Реактив», 1996. 152 с.

27. Методические указания по диагностическому обследованию состояния коррозии и комплексной защиты подземных трубопроводов от коррозии. Производственное объединение «Союзоргэнергогаз», Государственный газовый концерн «Газпром». 1989 г.

28. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии/ Госстандарт РФ. М.:. ИПК Издательство стандартов, 1998.

29. Давыдов С.Н., Малышев С.Ю. Катодная и электродренажная защита разветвленной сети подземных металлических трубопроводов (на стадии проектирования сооружений).// Учеб. Пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999.-514 с.

30. Современное состояние и проблемы противокоррозионной защиты магистральных газопроводов и газопромысловых сооружений отрасли// Материалы совещаний, конференций, семинаров/ Сб. статей. М.: ИРЦ Газпром, 1995. - 177 с.

31. Стрижевский И.В., Белоголовский А.Д., Дмитриев В.И. и др. Защита подземных металлических сооружений от коррозии// Справочник. — М.: Стройиздат, 1990. 303 е.: ил.32,33,34,35,3637,38,39,40,41,42,43,44

32. СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы./ Госстрой СССР. М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1988. - 52 с.

33. Материалы Второго научно-технического семинара «Обеспечение промышленной безопасности производственных объектов ТЭК республики Башкортостан». Уфа: УГНТУ, 1999. - 238 с.

34. Коршак A.A. и др. Обеспечение надежности магистральных трубопроводов. — Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2000. 170 с.

35. Галлямов А.К., Черняев К.В., Шаммазов A.M. Обеспечение надежности функционирования системы нефтепроводов на основе технической диагностики. Уфа: УГНТУ, 1997. - 579 с.

36. РД 153-39.4-035-99. Правила технической диагностики магистральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами. — М.: 1999. -271 с.

37. РД 153-39.4-056-00. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. Уфа: ИПТЭР, 2001. - 84 с.

38. Черняев В.Д., Ясин. Э.М., Галюк В.Х., Райхер И.И. Эксплуатационная надежность магистральных нефтепроводов. — М.: Недра, 1992. Системная надежность трубопроводного транспорта углеводородов. Под ред. Черняева В.Д. М.: Недра, 1997.

39. В. Маршалл. Основные опасности химических производств.// Пер. с англ./45.46,47,48,4950,51,52,53,54,55,56,57

40. Кравец В.А. Системный анализ безопасности в нефтяной и газовой промышленности. -М.: Недра, 1984. 117 с.

41. Боровиков В.П., Ивченко Г.И. Прогнозирование в системе Statistica в среде Windows. Основы теории и интенсивная практика на компьютере: Учеб. Пособие. М.: Финансы и статистика, 1999. - 384 с.

42. Боровиков В.П., Боровиков И.П. Statistica Статистический анализ и обработка данных в среде Windows. - М.: Информационно-издательский дом «Филинъ», 1997. - 608 с.

43. Тюрин Ю.Н., Макаров A.A. Статистический анализ данных на компьютере./ Под ред. В.Э. Фигурнова. М.: Инфра-М, 1998. - 528 с. Андерсен Т. Введение в многомерный статистический анализ. - М.: Физматгиз, 1963. - 500 с.

44. Дюк В.А., Мирошников А.И. Эволюция Statgraphics.// Мир ПК, №12, 1995. Кендэлл М., Стьюарт А. Статистические выводы и связи. М.: Наука, 1973. - 899 с.

45. Кулаичев А.П. Пакеты для анализа данных.// Мир ПК, №1, 1995.

46. Ликеш И., Ляга И. Основные таблицы математической статистики. М.:

47. Финансы и статистика, 1985. — 356 с.

48. Макаров A.A. Stadia против Statgraphics, или кто ваш «лоцман» в море статистических данных.// Мир ПК, №3, 1992, с. 58-66.

49. Бронштейн H.H., Семедяев К.А. Справочник по математике для инженеров и учащихся ВТУЗов: 13-е изд., исправленное. М.: Наука, 1986. - 544 с.

50. Гареев А.Г., Иванов И.А., Абдуллин И.Г. и др. Прогнозирование коррозионно-механических разрушений магистральных трубопроводов. -М.: ИРЦ «Газпром», 1997. 170 с.

51. Гумеров А.Г. и др. Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 1998. — 271 с.

52. Гумеров А.Г., Зайнуллин P.C., Ямалеев K.M., Росляков A.B. Старение труб нефтепроводов. М.: Недра, 1995. - 218 с.

53. Динков В.А., Иванцов О.М. Время новому поколению газопроводов.// Газ. пром-сть. 1997, №9. - с. 12-16.

54. Ефименко JI.A., Коновалова О.В. и др. Оценка причин разрушения трубопровода по структурно механическому состоянию металла.// Химическое и нефтегазовое машиностроение. 1999, №1. - с. 43-44.

55. Жук Н.П. Курс теории коррозии и защиты металлов. М.: Металлургия, 1976.-586 с.

56. Иванцов О.М. Оценка надежности и безопасности газопроводных магистралей.// Газ. пром-сть. 2000. -№11- с. 48-50.

57. Калинин В.В., Горин A.C. Технический надзор за ремонтостроительными работами на нефтепроводах.// Трубопроводный транспорт нефти. — 2000, №10.-с. 20-21.

58. Коррозия. Справочник/ Под ред. JLJL Шрайера; Пер. с англ. М.: Металлургия, 1981. —632 с.

59. Прокофьев В.В. Иерархическая градация дефектов полости трубопровода по степени опасности.// Изд. вузов. Нефть и газ 1998, №3. — с. 64-66.

60. Романиев О.Н. Новые подходы к оценке коррозионной усталости металлов// Коррозия и защита от коррозии. Итоги науки и техники. Т. 16-М., 1990.-с. 55-88.

61. Спириденок Л.М., Саиф Рифаг. Противокоррозионная защита магистральных нефтепроводов.// Научно-техн. сб. Транспорт и подземное хранение газа. РАО «Газпром». 1998, №6. - с. 43-45.

62. Улиг П., Реви Р.У. Коррозия и борьба с ней./ Пер. с англ. Л.: Химия, 1989. -456 с.

63. Хижняков В.И. Опыт коррозионного обследования магистральных нефтепроводов в условиях центральной части Западной Сибири.// Трубопроводный транспорт нефти. 1997, №6. с. 15-17.

64. Чабуркин В.Ф. Образование очагов отказов газонефтепроводов в условиях реального нагружения.// Защита от коррозии и охрана окружающей среды. -1997, №1-2.-с. 20-33.

65. Черняев К.В. Анализ некоторых результатов диагностического контроля магистральных нефтепроводов.// Защита от коррозии и охрана окружающей среды. 1997, №1-2. - с. 13-15.

66. РД 153-39.4-145-03. Положение по оценке технического состояния и прогнозирования остаточного срока службы технологических трубопроводов и вспомогательных коммуникаций НПС. — Уфа: ИПТЭР, 2001.-81 с.

67. Хренитин И.С., Будовский В.Б., Минаков В.В., Гаряев А.С. Анализ аварийности подземных трубопроводов на примере газопроводов ООО

68. Сургутгазпром».// Экспресс-информация: Защита от коррозии и охрана окружающей среды. Вып. 4. с. 1-7.

69. Галиуллин З.Т., Карпов C.B., Королев М.И. Методика оценки и классификация стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности.// Наука о природном газе. Настоящее и будущее. М.: ИРЦ РАО «Газпром», 1998.-с. 470-486.

70. Гулд X., Тобочник Я. Компьютерное моделирование в физике: В 2-х частях. Часть 1/ Пер. с англ. М.: Мир, 1990. 349 с.

71. Катодная защита от коррозии: Справ, изд./ В. Бэкман, В. Швенк; Пер. с нем. М.: Металлургия, 1984. 496 с.

72. Кеше Г. Коррозия металлов. Физико-химические принципы и актуальные проблемы./ Пер. с нем. М.: Металлургия, 1984. — 400 с.

73. Красноярский В.В. Электрохимический метод защиты металлов от коррозии. М.: Машгиз, 1961. 86 с.

74. Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с поверхностными повреждениями. М.: РАО «Газпром», 1996. 19 с.

75. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Арбузова Ф.Ф. и др. Транспорт и хранение нефти и газа. М.: Недра, 1975. 248 с.

76. Dahlberg P.E., Bruno T.V. Analysis of gas pipeline failures.// Journal of Metals, 1985. -№1. p. 71-73.

77. Eiber R.J. Causes of pipeline failures probed// Oil & Gas Journal, 1979. Dec.24. p. 80-88.

78. Hussain K., Shaukat A., Hassan F. Corrosion cracking of gas-carrying pipelines. Does cathodic protection contribute.// Materials Performance, 1989. №2. p. 13.

79. Keifner J.F., Eiber R.J. Pipeline failures update-1. Study shows shift in lineservice problems.//Oil&Gas Journal, 1987. Mar. 30. p. 98-100.

80. Kentish P.J. Gas pipeline failures: Australian experience.// British Corrosion Journal, 1985. V.20. №3. p. 139-146.

81. Marwin C.W. Determining the strength of corroded pipe. Materials protection and performance, 1972. V.l 1, № 11. p. 34-40.

82. Мок D.R.B., Pick R.L., Glover A.G. Behaviour of line pipe with long external corrosion.// Materials Performans, 1990. V.29, №5. p. 75-79.

83. O'Grady II T.J., Hisey D.T., Kiefner J.F. Method for evaluated corroded pipe addresses variety of patterns.// Oil&Gas Journal, 1992. Oct. 12. p. 77-82.

84. Валюшок А.В., Блинов И.Г., Насреев А.А. Опыт проведения обследования состояния изоляции подземных трубопроводов предприятием ООО Н11ВП «Электрохимзащита»// Матер. Новоселовских чтений: сб. науч. тр. Вып. 2. Уфа: УГНТУ, 2004. - С. 203-208.

85. Валюшок A.B., Гареев А.Г., Блинов И.Г., Насреев A.A. Классификация участков нефтегазопроводов, эксплуатирующихся в условиях электрохимической коррозии// Нефтегазовое дело. 2006. — 9с.— http://www.ogbus.ru/authors/Valyushok/Valyushokl.pdf.

86. Валюшок A.B., -Гареев А.Г., Блинов И.Г. Разработка комплексного подхода к оценке безопасности эксплуатации подземных нефтегазопроводов// Территория нефтегаз. 2006. - №5. — С. 26-30.

87. Валюшок A.B., Гареев А.Г., Блинов И.Г. Комплексная оценка безопасности эксплуатации подземных нефтегазопроводов// Ростехнадзор. Наш регион. 2006. - №5. - С. 10-11.к

88. Дата последнего гидропереиспытания ое нет нет нет нет

89. Дата и вид последнего капремонта или г- нет нет нет нетреконструкции

90. Дата н вид последнего диагностического обследования ЧО нет нет нет нет

91. Тип изоляции, е£ возраст V. битумная, нормальная битумно-резиновая, усиленная битумная пленочная, 4

92. Возраст трубы, г. ч» 1959 1959 1954 \ 4

93. Марка трубной стали т 14ХГС 14ХГС пр-ва ЧССР 17Г1С

94. Причина отказа 1 ГА наличие поверхностного дефекта в виде в.мятины и царапин нет данных недостаточная эффективность СКЗ некачественный сварной шов тройника 1220x12ммс. г л о. в £ и -= X ГГ, 1 а- л ей О 1 р 1-1 я 52.

95. Безвозвратные потери нефти, т. ЧЭ нет данных нет нет данных нет данных

96. Выход нефти, т. V, нет данных 977 2,7 нет данных

97. Площадь замазучеиион территории, м2 'Г нет данных 17663 356 нет данных

98. Простой НИ в часах п нет данных нет данных нет данных