автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Комплексная система обеспечения работоспособности нефтепроводов

На правах рукописи

ал

/ г дек то?

Гумеров Риф Сайфуллович

КОМПЛЕКСНАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ РАБОТОСПОСОБНОСТИ НЕФТЕПРОВОДОВ

Специальность 05.15.13 - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

Л В ГОРЕ с!) Е Р Л Г

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа - 1997

Работа выполнена в Институте проблем транспорта энергоресурсов

Официальные оппоненты: Заслуженный деятель науки и техники РФ,

доктор технических наук, профессор В.Л. Березин

Заслуженный деятель науки и техники РБ, доктор технических наук, профессор Л. И. Быков

Академик АТН РФ, доктор технических наук, профессор Н. А. Малюшин

Ведущее предприятие - ОАО "Уральское объединение

трубопроводного транспорта нефтепродуктов"

Защита состоится " 29 " декабря 1997 г. в1500Часов на заседании диссертационного совета Д 063.09.02 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, I.

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

Автореферат разослан" " ноября 1997 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета, доктор физико-математических наук,

профессор . Р.Н.Бахтизнн

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Современные условия работы магистральных нефтепроводов характеризуются с одной стороны старением основных фондов и повышением экологических требований к их эксплуатации, с другой стороны 29% нефтепроводов (МН) работают от 20 до 30 лет и 26% - более 30 лет.

Возрастной состав и повышенные требования к экологической безопасности объектов нефтепроводного транспорта ставят вопросы обеспечения надежной, безотказной работы и предупреждения аварий в первоочередной ряд задач эксплуатации нефтепроводной системы.

Целенаправленная работа по повышению надежности магистральных нефтепроводов обеспечивает снижение аварийности, однако низкое качество трубных сталей и изоляционного покрытия эксплуатируемых нефтепроводов, брак строительно-монтажных работ и старение металла труб не позволяют полностью исключить аварии и отказы на магистральных нефтепроводах.

Известные исследования в области надежности (проф. В.Л.Березин, П.П.Бородавкин, Л.Г.Телегин, В. И. Чсрнпкпн, П. И. Тугунов, В. Ф. Новоселов, Э.М.Ясин, Б.В.Самойлов, Л.И.Быков, А.Г.Гумеров, О. М. Иванцов, И. И.Мазур, В. Д. Черняев, В. И. Антипьев, И.Г.Абдуллин и др.) не охватывают всей проблемы обеспечения работоспособности нефтепроводов.

Стратегическим направлением технической политики страны в области обеспечения работоспособности нефтепроводной системы и минимизации затрат является комплексный подход к вопросам диагностики и ремонта.

Одним из самых важных направлений по рациональному использованию средств, получаемых по тарифу за транспорт нефти, является четкое определение технического состояния эксплуатируемых объектов и содер-

жание их с минимальными затратами для обеспечения безопасной эксплуатации.

Внутритрубная диагностика и организация выборочного ремонта являются важнейшими направлениями в обеспечении надежной и безаварийной работы магистральных нефтепроводов.

В настоящее время отмечается тенденция продолжения наращивания объемов внутритрубной инспекции магистральных нефтепроводов с одновременным увеличением объема работ по устранению обнаруженных дефектов и наращивания мощностей по капитальному ремонту линейной части. По состоянию на 1 января 1996 г. центром технической диагностики "Диаскан" АК "Транснефть" обследовано 26753 км магистральных нефтепроводов профилемерами "Калипер" и 5094 км ультразвуковыми дефектоскопами "Ультраскан", что составляет соответственно 61 и 12% от общей протяженности магистральных нефтепроводов диаметрами 426... 1220 мм.

Одной из актуальных перспективных задач является организация диагностического контроля линейной части нефтепроводов на наличие трещин и трещиноподобных дефектов, в том числе в кольцевых и продольных сварных швах. Это в свою очередь требует разработки методических материалов по оценке опасности трещиноподобных дефектов в сварных швах.

Важной задачей в связи с внедрением регулярности инспекции трубопроводов является разработка методики для определения сроков повторной диагностики с учетом и в зависимости от технического состояния нефтепровода, условий прохождения трассы, опасности для населения и окружающей среды.

Наряду с необходимостью разработки методов прогнозирования работоспособности нефтепроводов с дефектами требует решения ряд задач, связанных с оперативным устранением (ремонтом) дефектов различного происхождения, обнаруженных при диагностике.

Основные исследования диссертации в соответствии с Государственной научно-технической программой "Безопасность населения и народнохозяйственных объектов с учетом риска возникновения природных и техногенных аварий и катастроф" (ГНТП "Безопасность"), принятой распоряжением Совета Министров СССР №1111р от 12.07.90 г., по направлению "Безопасность сложных технических систем".

Цель работы

На основе изучения физико-химической и механической сущности факторов и явлений, приводящих к снижению уровня надежности и возникновению отказов магистральных нефтепроводов, разработать комплексную систему обеспечения работоспособности магистральных нефтепроводов для оперативного прогнозирования и восстановления их характеристик.

Задачи исследований

1. Анализ причин повреждения магистральных нефтепроводов при эксплуатации.

2. Изучение механизма и выявление закономерностей охрупчивания металла труб при длительной эксплуатации нефтепроводов.

3. Разработка методов оценки остаточного ресурса нефтепроводов с обнаруженными при диагностике дефектами, позволяющих регламентировать виды и сроки ремонта и диагностирования.

4. Разработка методов обеспечения и восстановления работоспособности нефтепроводов с дефектами различного происхождения и размеров, основанных на:

- термическом восстановлении вязкопластических свойств металла

труб после длительной эксплуатации;

- применении упрочняющих стеклопластиковых оболочек;

- переиспытании нефтепроводов;

- заварке локальных повреждений и приварке усилительных элементов на трубопроводы с протяженными повреждениями;

5. Разработка техники и технологии выборочного ремонта нефтепроводов.

6. Разработка методики расчета оценки ущерба от отказов на магистральных нефтепроводах.

Научная новизна

1. Разработаны научные основы комплексной системы обеспечения работоспособности магистральных нефтепроводов, базирующейся на оперативном прогнозировании степени опасности, и ликвидации дефектов, обнаруженных при диагностике и восстановлении характеристик работоспособности труб нефтепроводов в процессе эксплуатации.

2. Выявлены закономерности охрупчивания и термического восстановления вязкопластических свойств металла труб, подверженных деформационному старению при длительной эксплуатации нефтепроводов.

3. Получены аналитические зависимости для оценки долговечности магистральных нефтепроводов с учетом цикличности нагружения, старения металла и дефектности, обнаруженной в результате диагностики.

4. Базируясь на основных положениях механики разрушения, уста-ювлены закономерности торможения роста эксплуатационных трещин юсле проведения гидравлических испытаний нефтепроводов повышенным давлением.

5. Предложены новые критерии оценки безопасного проведения сва-очных работ при ремонте нефтепроводов под давлением нефти, основание на обеспечении технологической и механической прочности.

6. Осуществлен синтез разработанных устройств и механизмов для ¡ыборочного ремонта нефтепроводов.

7. Разработан метод расчетной оценки ущерба, наносимого окружающей природной среде при авариях на нефтепроводах.

Основные защищаемые положения

1. Технологический процесс выборочного ремонта нефтепроводов.

2. Методы обеспечения работоспособности нефтепроводов при эксплуатации, базирующиеся на: периодическом их диагностировании и оценке остаточного ресурса; термообработке; испытаниях повышенным давлением; заварке дефектов и приварке усилительных элементов без остановки перекачки.

3. Результаты теоретических, лабораторных, стендовых и промышленных испытаний по обоснованию предложенных технологий и методов обеспечения работоспособности нефтепроводов.

4. Метод расчета ущерба окружающей природной среде при авариях на нефтепроводах.

Практическая ценность

1. Разработана нормативно-техническая база для реализации комплексной системы обеспечения работоспособности нефтепроводов, позволяющая оперативно прогнозировать и восстанавливать работоспособность нефтепроводов с обнаруженными при диагностике дефектами, в том числе и трещиноподобными.

2. Разработанная методика оценки работоспособности нефтепроводов на основе диагностической информации позволяет производить оценку остаточного ресурса труб с обнаруженными при диагностике недопустимыми дефектами.

3. Разработанная технология термообработки позволяет восстанавливать до 60% вязко-пластические характеристики труб после длительной эксплуатации.-

4. Применение стеклопластиковых оболочек позволяет полностью восстанавливать работоспособность поврежденных труб.

5. Предложенные методы и технологии заварки повреждений и приварки усилительных элементов позволяют оперативно ликвидировать опасность распространения дефектов, обнаруженных при диагностике.

6. Разработанная технология выборочного ремонта позволяет оперативно реализовывать предложенные методы обеспечения работоспособности нефтепроводов.

7. Разработанный комплекс нормативных документов утвержден и согласован Госгортехнадзором РФ, Минтопэнерго РФ, АК "Транснефть".

Апробация работы

Результаты работы докладывались в 1986-1997 г.г. на всесоюзных, всероссийских и республиканских семинарах, совещаниях и конференциях, посвященных проблемам развития трубопроводного транспорта и обеспечения технологической и экологической безопасности нефтепроводов, в том числе:

- Международном симпозиуме "Corrosion insoil" (20-22 мая 1986 г., Венгрия);

- Научно-практической конференции "Гигиенические вопросы охраны окружающей среды от загрязнения поверхностно-активными веществами", (11-12 декабря 1986 г., Уфа);

- Международном семинаре "Проблемы сбора, подготовки и магистрального транспорта нефти" (8-9 сентября 1988 г., Уфа,.);

- семинаре "Прогнозирование работоспособности нефтепроводов на основе диагностической информации (24-26 апреля 1989 г., Уфа);

- семинаре "Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики" (25-27 июля 1990 г., Уфа);

- Всероссийском научном семинаре с участием зарубежных представителей "Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики" (21-25 апреля 1997 г., Санкт-Петербург);

- Всероссийском семинаре Госгортехнадзора РФ (27-30 мая 1997 г., Уфа) и др. Кроме того, результаты работы докладывались на 9-11 школах-семинарах по проблемам трубопроводного транспорта, ежегодных координационных совещаниях, проводимых АК "Транснефть".

Публикации

Основное содержание работы опубликовано в двух монографиях и более 70 научных статьях, брошюрах и тезисах докладов конференций, получено 10 авторских свидетельств на изобретения и 4 патента.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, основных выводов, списка литературы из 199 наименований; содержит 386 страниц машинописного текста, 81 рисунок, 33 таблицы и 7 приложений.

Общее содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы диссертации. Сформулированы цель и основные задачи исследования. '

В первой главе рассмотрены основные факторы повреждаемости труб при длительной эксплуатации, обобщены литературные данные по проблемам обеспечения работоспособности действующих нефтепроводов.

На основе ретроспективной информации установлено, что работоспособность труб нефтепроводов определяется геометрическими параметрами и механическими свойствами труб; физико-химическим составом продукта и почвы; степенью защищенности от коррозии; характером нагрузок и др.

Показано, что для поддержания технического состояния и обеспечения работоспособности нефтепроводов в процессе эксплуатации необходимо контролировать все указанные выше параметры; периодически оценивать ресурс; проводить ремонтно-профилактические и восстановитель-

ные мероприятия. Это вызывает необходимость разработки комплексной системы обеспечения работоспособности нефтепроводов.

В зависимости от назначения нефтепроводов контролирующими работоспособность параметрами могут быть в одних случаях дефекты металла труб и сварных соединений, в других-коррозионная активность среды. Дефекты вызывают концентрацию напряжений, усталостные трещины и внезапные разрушения. Для промысловых нефтепроводов характерны коррозионные повреждения, которые происходят интенсивнее усталостных.

При длительной эксплуатации нефтепроводов происходит охрупчи-вание металла, главным образом вследствие деформационного старения. Влияние последнего на работоспособность нефтепроводных труб изучено недостаточно.

Охрупчивание металла труб при длительной эксплуатации вызывает необходимость применения при оценке остаточного ресурса нетрадиционных подходов, основанных на изучении трещиностойкости, механизма распространения трещин в охрупченных областях.

Экономически целесообразными являются разработки и внедрение методов ремонта без опорожнения от продукта (нефти), основанных на восстановлении свойств металла, снижении уровня дефектности испытаниями, заварке повреждений и приварке усилительных элементов (заплат, муфт и др.), усилении поврежденных участков труб стеклопластиковыми оболочками.

Во второй главе освещен механизм повреждаемости металла труб в процессе длительной эксплуатации.

Анализ причин отказов действующих нефтепроводов показывает, что разрушения труб преимущественно носят хрупкий характер. Это является результатом охрупчивания трубных сталей вследствие циклического характера нагружения и деформационного старения в процессе эксплуата-

ции. Следовательно, исследование структурного механизма охрупчивания и определение степени состаренности метала труб являются актуальными задачами, решение которых позволит выбрать методы обеспечения надежности эксплуатации нефтепроводов.

Для решения поставленной задачи нами проведено исследование трубных сталей 17ГС, 19Г, Х52 (с содержанием углерода С и 0,2%) и трубных сталей 14ХГС, 10Г2С, 14ГН (С » 0,1 - 0,12 %), находящихся в эксплуатации в течение различного времени (до 30 лет).

Металлографические данные, полученные на образцах, подвергнутых повторно-статическому нагружению (частота нагружения у = 46 ц/мин, напряжение в образцах а « сто.:), показывают, что полосы скольжения в зернах длительно эксплуатируемых сталей (20 лет и более), как правило, становятся очагами образования усталостных микротрещин. Усталостные трещины в состаренных сталях растут неравномерно и с разветвлениями, что указывает на наличие в образцах локально охрупченных областей. Кроме того данные, полученные методами рентгеноструктурного анализа, показывают, что в процессе эксплуатации в трубных сталях происходит распад цементита (РезС). За 30 лет эксплуатации в сталях 17ГС и 19Г распадается до 35-40% цементита, а в 14ХГС, 14ГН и 10Г2С - до 30-35%. Изменения тонкой структуры сталей 17ГС и 14ХГС в процессе эксплуатации были исследованы методами электронной микроскопии.

Проведенные механические испытания показали, что с увеличением времени эксплуатации прочностные свойства (ств, стт, Бк) трубных сталей растут незначительно (на 10-20%, а пластические свойства (5, у, КСУ) уменьшаются весьма заметно (на 30-35%), особенно ударная вязкость сталей. Например, у стали 17ГС в исходном состоянии КСУ = 0,6 МПа, а после 29 лет эксплуатации составляет 0,28 МПа.

Установлено, что в процессе эксплуатации происходит увеличение значения коэффициента прочности, остаточного напряжения, микротвер-

дости и уменьшение коэффициента деформационного упрочнения и сопротивляемости трубных сталей к микросколу.

Как известно нефтепроводам характерно малоцикловое нагружение. Поэтому проведены испытания образцов в условиях повторно-статического нагруження. Полученные результаты для сталей 17ГС и 14ХГС приведены в табл. 1.

Таблица 1

Изменение структурно чувствительных параметров

трубной стали 17ГС в процессе эксплуатации

Параметры Время эксплуатации, лет

исход, сост. 16 19 29

Склонность стали к старению, С (%) - 14 20 40

Предел прочности, ав (МГ1а) 500 520 530 546

Предел текучести, со.2 (МПа) 354 357 367 373

Ударная вязкость, КСУ (кгм/м2) 6,7 4,6 4,3 3,1

Коэффициент деформационного старения, Ср 1 1,16 1,25 1,35

Коэффициент упрочнения. Ку 1 1,04 1,06 1,09

Коэффициент старения, к у С к = се 1 0,90 0,85 0,80

Количество циклов до разрушения образцов,N0 (ц) 45000 34900 33000 27500

Расчетные значения (Ь!р) количества циклов за время эксплуатации

(О были получены исходя из условия, что на нефтепроводах в среднем происходит один цикл изменения давления в сутки. Если значения (¡Мр) вычесть из общего количества циклов N0, которое выдерживают образцы металла труб до разрушения, получим расчетное значение остаточного ресурса (М0-Ыр) для каждой конкретной трубной стали. Если значение

М0-Ыр отнести к величине остаточного ресурса эксплуатированных трубных сталей, то получим значение коэффициента деформационного старения^ = (Ы0 -Мр)/Ыэ. Значение рабочего давления Р'р с учетом старения ме-

талла труб вычисляется по формуле: Р'р=Рр • Ск, где Ск = К>/Сг; К) =а'в / ав; а'в - фактический предел прочности; ав - предел прочности в исходном состоянии трубы; Рр - расчетное давление трубы в исходном состоянии.

Установлено, что с увеличением времени эксплуатации происходит упрочнение, потеря пластичности, уменьшение ударной вязкости, увеличение коэффициента деформационного старения и уменьшение количества циклов до разрушения трубных сталей.

Охрупчивание трубных сталей при эксплуатации отражается на механизме и скорости распространения трещин. При циклическом нагруже-нии образцов из состаренной стали усталостные трещины зарождаются при более низких долговечностях (примерно в два раза) по сравнению с образцами из стали в исходном состоянии.

При этом трещины распространяются, как правило, в перпендикулярном направлении к осевой линии образца, т.е. к основному напряжению. Между тем на образцах, изготовленных из труб, бывших в эксплуатации, усталостные трещины распространяются перпендикулярно к оси образца и по линии соединения соседних искусственных повреждений [38]. Аналогичная картина наблюдается на образцах, изготовленных из сварного соединения. Кроме того, в трубах, бывших в эксплуатации, трещина от подреза идет по двум направлениям: одна- перпендикулярно к оси трубы, а вторая - под углом к первой вблизи линии сплавления. На идентичных образцах, изготовленных из стали в исходном состоянии, трещина идет только перпендикулярно к оси образца. Причем на образцах из стали, бывшей в эксплуатации, отмечается скачкообразность распространения трещин. Усталостные трещины в сталях после старения имеют извилистый характер. При этом скорость их распространения в несколько раз больше, чем на образцах, изготовленных из труб в исходном состоянии.

Эти данные показывают, что в трубных сталях, бывших в эксплуатации, на скорость и характер распространения усталостных трещин сущест-

венное влияние оказывают локальные охрупченные области, которые образовались в процессе деформационного старения металла. В условиях действия коррозионных сред (3% раствор ЫаС1) трещины также имеют ветвистый вид.

Проведен комплекс исследований по оценке характеристик трещино-стойкости трубных сталей (17ГС, 14ХГС. 19Г) в зависимости от срока эксплуатации.

Установлено, что характеристики статической чрсщнностойкости металла труб могут снижаться до 10-15% после 25-30 лет эксплуатации.

Показано, что деформационное старение трубных сталей сопровождается в процессе эксплуатации магистральных нефтепроводов сложными структурными превращениями. В частности, в структурно-неоднородных областях происходит генерация дислокаций и вакансий, изменяется дислокационная структура от сетчатой до ячеисто-клубковой, растет количество изгибных контуров, а следовательно, увеличиваются дальнодействующие поля напряжений. При этом образуются линии скольжения, количество которых растет с увеличением длительности эксплуатации металла труб, образуя полосы скольжения. На полосах скольжения, как правило, возникают усталостные микротрещины, которые, коагулируясь, образуют макротрещину. В процессе эксплуатации происходит распад цементита, перераспределение атомов углерода и азота, образование новых частиц карбидов и нитридов.

Накопление необратимых микропластических деформаций, распад цементита и образование новых карбидных частиц в конечном счете приводит к охрупчиванию трубных сталей, т.е. снижению сопротивляемости металла труб хрупкому разрушению в процессе длительной эксплуатации нефтепроводов.

Для поддержания работоспособности трубопровода на необходимом уровне требуется проведение его технического обслуживания и ремонта. В процессе ремонтных работ трубы с дефектами, размеры которых являются

потенциально опасными очагами возможных разрушений, подлежат отбраковке.

Рабочее давление в длительно эксплуатируемых нефтепроводах должно назначаться с учетом деформационного старения металла труб.

Установлена зависимость несущей способности труб от структурных, прочностных и пластических характеристик трубных сталей.

Выявлен механизм образования дефектов и разрушений трубопроводов. Проведена оценка предельных состояний в зависимости от степени повреждения труб и сварных соединений с учетом времени их эксплуатации.

На основании результатов исследований разработана методика (руководящий документ) по учету степени старения металла труб при оценке остаточного ресурса нефтепроводов.

Третья глава посвящена разработке методов оценки ресурса труб действующих нефтепроводов.

Важным и малоизученным этапом является определение работоспособности трубопровода на основе полученной диагностической информации с целью принятия решения о дальнейшей эксплуатации или проведении ремонтных работ.

Здесь рассмотрены основные подходы к оценке работоспособности линейной части нефтепроводов, работающих в различных эксплуатационных условиях, по данным обследования технического состояния методами и средствами неразрушающего контроля. В качестве первичной информации для расчетов приняты форма и размеры обнаруженных повреждений. Для унификации расчетов целесообразно повреждения разделить на следующие группы:

- равномерное или неравномерное сплошное утонение стенок труб;

- локализованное объемное утонение (коррозионные каверны и др.);

- трещпноподобные дефекты (непровар и подрез швов, трещина и

др.);

- отклонения от круглости (овальность, угловатость, смещение кромок и др.).

Кроме того считаются известными свойства стали (предел текучести От, временное сопротивление ств, относительное сужение у, константы деформационного упрочнения А и т, характеристики трещиностойкости Кс и др.); рабочие условия (давление Р, температура Т и др.); геометрические параметры труб (диаметр Бв, толщина стенки Бо).

Оценка работоспособности включает следующие основные этапы:

1) установление фактора и критерия повреждаемости материала;

2) определение напряженно-деформированного состояния труб с дефектами;

3) оценка предельного состояния;

4) определение долговечности и коэффициентов запаса прочности.

Рассмотрены методические подходы к решению основных задач

оценки работоспособности нефтепроводов. Главными повреждающими факторами материала труб в процессе эксплуатации являются циклическое изменение рабочего давления и коррозионная активность среды. Наличие в материале концентраторов напряжений существенно ускоряет процессы накопления необратимых повреждений.

Предположительно полагается, что в стенках труб обнаружены различные (металлургические, технологические или эксплуатационные) концентраторы напряжений. При этом рассматриваются трещиноподобные дефекты как наиболее опасные, создающие высокую концентрацию напряжений и снижающие работоспособность. Задача состоит в оценке критических .размеров трещиноподобных дефектов, соответствующих различным уровням напряжений, возникающих при эксплуатации и испытаниях. Указанная задача достаточно просто решается методами механики разрушения. Однако данные методы в основном позволяют оценить прочность конструктивных элементов из высокопрочных (сравнительно хрупких) материалов. Большинство сталей, используемых в трубопроводном

транспорте, относятся к категории пластичных, для которых критерии линейной механики разрушения неправомерны. В последнее время для определения трещиностойкости пластичных сталей предложены новые критерии - критическое раскрытие трещины 5С; предел трещиностойкости 1с; коэффициент интенсивности упругопластических деформаций KiE и др. Наиболее перспективными в прикладном плане критериями являются параметры Ic (Е.М. Морозов) и Kic (H.A. Махутов). Эти параметры положены в основу методики определения трещиностойкости материала труб нефтепроводов. Кроме того для оценки качества стали при наличии трещинопо-добных дефектов введен параметр а^, представляющий собой отношение

предела трещиностойкости к его предельно возможному значению (при данных размерах образца).

Долговечность при циклических нагрузках определена по двум критериям: зарождение и распространение трещины. В первом случае использовали уравнение Коффина-Мэнсона, во втором - H.A. Махутова. Предложенные зависимости для оценки остаточного ресурса положены в основу разработанного руководящего документа.

В результате расчетов остаточного ресурса по разработанному нами руководящему документу могут возникать несколько случаев:

а) остаточный ресурс исследуемого участка близок и равен нулю, т.е. дальнейшая эксплуатация объекта в данном режиме невозможна - вероятность его разрушения в ближайшее время очень высока;

б) остаточный ресурс исследуемого участка незначительно отличается от проектного значения, т.е. возможна безопасная эксплуатация объекта в данном режиме;

в) остаточный ресурс исследуемого участка значительно отличается от проектного, т.е. возможна дальнейшая эксплуатация участка в заданном режиме, но ограниченное время.

В этой связи встает задача принятия управленческих решений по выбору мероприятий, обеспечивающих эффективное функционирование исследуемого объекта.

В первом случае первоочередным мероприятием должна стать переаттестация нефтепровода, базирующаяся на тщательном его исследовании, оценке всех параметров, характеризующих его техническое состояние. После этого принимается решение или о списании нефтепровода и замене его новым, или о частичной замене участков с предельным техническим состоянием (опасных в эксплуатации с позиций безопасности, экологии и т.д.), или о переходе на другой режим эксплуатации с меньшим давлением и пониженной по сравнению с зафиксированной на практике цикличностью перекачки.

Во втором случае не требуется проведения экстренных мероприятий по повышению ресурса исследованного участка, но должна разрабатываться стратегия эксплуатации данного объекта на базе известного уровня его остаточного ресурса. Рекомендуется периодическое исследование нефтепровода по предлагаемой методике для контроля уровня остаточного ресурса.

В третьем случае, промежуточном по сравнению с рассмотренными выше, большое значение имеет длительность времени, которое объект может эксплуатироваться в прежнем режиме. Это время также может оцениваться по разработанной методике.

При этом чем меньше время, за которое будет выработан остаточный ресурс объекта, тем более экстренные меры следует предпринимать для обеспечения дальнейшей его эксплуатации (при условии, что потребность в функционировании объекта сохраняется).

Установлено, что долговечность (время исчерпания несущей способности линейной части) трубопровода определяется следующими основными факторами:

- режимом нагружеиия, включающим рабочее давление Рр и частоту перепадов давления;

- свойствами материала, включающими временное сопротивление ав и поперечное сужение \|/к;

- дефектами (вид дефектов и размеры);

- коррозионным воздействием сред;

- степенью состаренности металла труб.

Воздействуя на указанные факторы, представляется возможным регулировать характеристики работоспособности и эксплуатации. Очевидно, что уменьшение числа циклов нагружеиия пропорционально увеличивает ресурс трубопровода. Способы снижения цикличности нагружеиия вытекают из технологических возможностей перекачки нефти.

Стабилизация на минимальном уровне цикличности режима перекачки является первоочередной задачей обеспечения малоцикловой долговечности нефтепровода.

Заметное уменьшение цикличности может быть достигнуто, в первую очередь, за счет работы нефтепровода в режиме "через резервуар" (для

этого требуются дополнительные исследования по обоснованию возмож-

«

ности перехода на новые режимы перекачки).

Можно наметить следующие пути снижения цикличности нагружеиия: повышение эффективности работы АВР с целью уменьшения интенсивности отказов агрегатов, общестанционных систем, резервирование источников электроснабжения, переход на техническое обслуживание линейной части и оборудования НПС без остановки перекачки, периодическое техническое диагностирование с применением приборов внутритруб-ного обследования. Последовательным проведением этих мероприятий можно снизить цикличность (с 365 до 63 циклов в год) в 5,8 раза. Примерно на столько же увеличивается время до разрушения.

Снижение рабочего давления Рр при неизменной цикличности приводит к увеличению остаточного ресурса (времени до разрушения). При

этом увеличиваются числа циклов на этапах зарождения N3 и развития Ир трещины.

В частности, из формул Коффина-Мэнсона следует, что снижение нагрузки всего на 25% приводит к увеличению числа циклов N3 более чем в 2 раза. Из формул Пэриса и Махутова следует, что такое же снижение рабочего давления приводит к увеличению числа циклов также более чем в 2 раза.

Следовательно, изменение общей долговечности трубопровода приблизительно квадратично зависит от изменения рабочего давления.

Старение металла трубы при длительной эксплуатации трубопровода проявляется главным образом в снижении пластических свойств (параметра 1|/к). При этом, согласно данным о закономерностях зарождения и развития трещины, происходит снижение ресурса труб. Например, снижение значения от 0,6 до 0,4 приводит к уменьшению общего числа циклов до разрушения почти вдвое. Такое снижение ресурса за счет старения можно скомпенсировать увеличением ресурса путем снижения рабочего давления и цикличности нагружения в соответствии с нормативным документом [2], разработанным при участии автора.

Необходимо отметить, что со временем в стенках труб появляются новые дефекты: коррозионные язвы, трещины, механические дефекты, наносимые при аварийно-восстановительных и ремонтных работах, заплаты, муфты и другие концентраторы напряжений. Причем расчетным путем прогнозировать изменение дефектности трубы практически невозможно. В расчетах только исходят из тех дефектов, которые известны в данный момент и обнаружены обследованием трассы. Для нефтепроводов такой расчет оказывается достаточным, т.к. при существующей защите от коррозии имеющиеся дефекты приводят к усталостному разрушению быстрее, чем появление значительных коррозионных язв на ровной и гладкой поверхности трубы.

Таким образом, на основе разработанной методики может быть подобран комплекс мероприятий, позволяющих планомерно и целенаправленно управлять ресурсом нефтепровода и обеспечивать его надежное функционирование.

Четвертая глава посвящепа разработке технологий и нормативной базы по обеспечению работоспособности действующих нефтепроводов проведением периодического диагностирования и ремонта.

Показатели надежности закладываются при проектировании, обеспечиваются при изготовлении и поддерживаются в процессе эксплуатации данного объекта. Отсюда и вытекают основные направления по повышению работоспособности нефтепроводов. Решение этой сложной проблемы возможно лишь при комплексном подходе, охватывающем стадии проектирования, изготовления и эксплуатации.

В данной главе основное внимание уделено вопросам обеспечения работоспособности при эксплуатации нефтепроводов, в частности, термического восстановления вязкопластических свойств участков металла труб; псреиспытаний нефтепроводов; применения высокопрочных стеклопла-стиковых оболочек; заварки локальных повреждений и приварки усилительных элементов для труб с протяженными повреждениями.

Разработка технологии выборочного ремонта нефтепроводов

Проведенные теоретические и экспериментальные исследования по обеспечению работоспособности нефтепроводов легли в основу технологии выборочного ремонта нефтепроводов.

Технологический процесс выборочного ремонта магистральных нефтепроводов предусматривает использование вновь разработанного комплекса производительных, надежных технических средств подкопа, очистки трубы от старого изоляционного покрытия, усиления ее бандажирова-нием, уплотнения грунта под трубой, а также применение существующей

ремонтной техники и различной вспомогательной технологической оснастки для выполнения отдельных операций, исходя из конкретных условий.

Предложены следующие технологические схемы выборочного ремонта участков, имеющих одиночные дефекты стенки трубы и сварных швов, протяженный коррозионный износ и дефекты изоляции:

а) ремонт участков малой протяженности (до 10 м),не прилегающих к узлам линейной арматуры;

б) ремонт протяженных участков длиной 10...24 м в зависимости от диаметра;

в) ремонт участков, прилегающих к узлам линейной арматуры;

г) ремонт протяженных участков длиной более 10...24 м в зависимости от диаметра;

д) ремонт протяженных участков с применением грунтовых опор.

В качестве примера на рис. 1 приведена одна из разработанных схем выборочного ремонта, из которой вытекают основные технологические операции и параметры выборочного ремонта.

На основании выполненных теоретических исследований определены оптимальные размеры вскрытия траншеи нефтепровода, длина подкопанного участка, расстояние от нижней образующей трубы до дна траншеи, длина участка трубы с подсыпкой и уплотнением грунта, критические длины, при которых допускается проведение ремонтных работ. Для реализации разработанной технологии выборочного ремонта разработан комплекс технических средств:

- конструкции усилительных муфт;

- устройство подкопа трубопровода - УПТ-820;

- устройство очистки нефтепровода - У0-820;

-устройство усиления локального участка нефтепровода УУН720/820;

- устройство для изоляции нефтепровода - УИ-820;

- устройство уплотнения грунта под трубопроводом -УУГТ-820.

-'-V, Ъ Ж Лу 1 | ч Ч

Рисунок 1. Технологическая схема выборочного ремонта протяженного участка нефтепровода (длиной более 10...24 м в зависимости от диаметра): 1 - бульдозер; 2 - экскаватор; 3 - устройство подкопа нефтепровода; 4 - устройство очистки нефтепровода; 5 - лестница; б - устройство изоляции нефтепровода; 7 - устройство уплотнения грунта под нефтепроводом; /2 - длина вскрытого участка нефтепровода с подкопом под трубой; - длина шага засыпки траншеи; а - участок нефтепровода, вскрытый без подкопа.

Разработанная техника и технология ремонта прошли эксплуатационные испытания на нефтепроводе "Калтасы-Языково-Салават" диаметром 720 мм.

Термическое восстановление пластических свойств металла после их длительной эксплуатации Проведен комплекс исследований по разработке оптимальных режимов термообработки трубных сталей после длительной эксплуатации.

В охрупченных сталях инициация и рост усталостных трещин происходят гораздо быстрее, чем в сталях в исходном состоянии. Поэтому проблема восстановления вязкопластических свойств металла длительно эксплуатируемых труб нефтепроводов является важной задачей, в частности, при решении вопроса о возможности повторного использования труб демонтированных трубопроводов.

Для решения поставленной задачи были исследованы образцы трубных сталей марки 17ГС, 19Г и 14ХГС, которые в настоящее время широко эксплуатируются на нефтепроводах. Исследование проводилось с применением методов механических испытаний и структурного анализа образцов до и после термообработки с целью установления оптимального режима термообработки(температура и время). Образцы обрабатывали при температурах 250, 275, 300, 325 и 350°С - низкотемпературный возврат и при 600, 615, 630 и 660°С - высокотемпературный возврат в течение 15-30 мин.

Установлено, что оптимальным режимом термообработки для выбранных сталей является 650°С, 20-30 мин. ( уменьшение значений микротвердости происходит у сталей 17ГС и 19Г на 60-70 ед. и у 14ХГС - на 4050 ед). Снижение микротвердости наблюдается также и при низкотемпературном возврате, однако оно составляет всего 10-15 ед. Термическая обработка трубных сталей при температуре 650°С в течение 30 мин. восстанавливает их пластические свойства примерно на 60-65%.

Полученные данные по изменению ударной вязкости также показывают на возврат пластических свойств длительно эксплуатированных трубных сталей в результате их термической обработки.

Изучение тонкой структуры трубных сталей показало, что в условиях эксплуатации в сталях происходит распад цементита до 30%, увеличение плотности дислокаций - в 2-3 раза, изменение дислокационной структуры -от сетчатой до ячеисто-клубковой.

Установлено, что при термообработке происходит значительное уменьшение числа дислокаций в состаренных сталях. Кроме того существенно меняется и дислокационная структура трубных сталей. Она становится сетчатой, т.е. происходит обратный переход от ячеисто-клубковой структуры к сетчатой(табл. 2).

Таблица 2

Изменение характеристик тонкой структуры состаренных сталей при термообработке

Марка Время эксплуа- р'п- РФ • 10», Тип дислока- Степень

стали тации, лет 109, см-* СМ"2 ционнои структуры возврата

17ГС исход, сост. 12,4 8,1 сетчатая

29 30,9 31,4 ячеисто-клубковая 20/49

19Г после термообр. 25,0 16,1 сетчатая

исход, сост. 13,0 9,0 сетчатая

30 31,1 30,3 ячеисто-клубковая 19/50

14ХГС после термообр. 25,2 16,2 сетчатая

исход, сост. 14,2 7,2 сетчатая

30 16,9 16,7 ячеисто- 12/24

после термообр. 15,0 12,7 хлубковая сетчатая

■рп -плотность дислокации в перлите; рф - плотность дислокации в феррите.

Следовательно, полученные данные показывают, что в результате термообработки в состаренных трубных сталях протекают релаксационные процессы, приводящие к восстановлению исходной субструктуры, что сопровождается снятием напряжений в состаренных локальных областях этих сталей. В частности, при низкотемпературном возврате происходит перераспределение примесных атомов, перераспределение и аннигиляция точечных и линейных дефектов кристаллической решетки, снятие микронапряжений и т.д. При высокотемпературном же возврате кроме этих процессов еще происходит нарушение когерентной связи между зародышами вновь образованных карбидных частиц и матрицы, уменьшение плотности дислокаций исходной структуры и т. д. Эти процессы, как следует из полученных данных, сопровождаются более глубоким снятием внутренних напряжений в состаренных трубных сталях.

Полученные экспериментальные данные указывают на возможность восстановления ресурса металла демонтированных труб после длительной (20 лет и более) эксплуатации.

Применение разработанной технологии термической обработки металла позволяет снизить эффект старения сталей. Для нагрева натурных труб предлагаются индукторы, работающие от генератора промышленной частоты типа ИНМ-75П-40/100 НБ с преобразователем мощности.

Полученные результаты могут быть использованы в качестве основы для создания технологии восстановления ресурса пластичности металла демонтированных труб с целью повторного их использования.

Переиспыташш магистральных нефтепроводов

Выполненный комплекс исследований по оценке работоспособности нефтепроводов после переиспытаний позволяет сделать следующие выводы.

В плане работоспособности перенспытаниям присущи положительные и отрицательные эффекты.

Положительными эффектами переиспытаний являются:

- снятие сварочных и монтажных напряжений;

- выявление дефектов в металле и сварных соединениях;

- благоприятное перераспределение напряжений, заключающееся в том, что в зонах с наибольшей концентрацией напряжений (вершины трещин и др.), после разгрузки от испытательного давления возникают остаточные напряжения сжатия;

- затупление вершины трещиноподобных дефектов и концентраторов напряжений;

- повышение прочностных свойств металла в зонах, претерпевших пластическую деформацию;

- снижение краевых эффектов при последующем нагружении элементов сопряжений различной формы и размеров.

Отрицательные эффекты гидравлических испытаний в основном связаны с возникновением локальных пластических деформаций в области дефектов и концентраторов напряжений, которые при определенных условиях приводят к деформационному охрупчиванию и старению. Не исключается также увеличение исходных размеров трещин.

Основными параметрами гидравлических испытаний являются испытательное давление Ри; время выдержки при испытательном давлении ти; время выдержки при рабочем давлении Рр при испытаниях тр; число циклов нагружения испытательным давлением N,1.

Установлено, что основным параметром, влияющим на остаточную дефектность трубопроводов, является величина испытательного давления Р„; критическая длина (глубина) трещин гкр, выявляемая при гидравлических испытаниях с ростом испытательного давления заметно уменьшается (^кр ~ рй2); скорость роста трещин при эксплуатации трубопроводов примерно пропорционально снижается с увеличением исходной длинны трещины = притупление вершин трещин и возникновение сжимающих напряжений способствуют снижению коэффициентов интенсивности напряжений Ю и повышению долговечности элементов.

Получены количественные зависимости для оценки влияния параметров режима гидравлических испытаний на работоспособность труб при различных эксплуатационных условиях.

В реальных условиях в зонах концентраторов напряжений происходят существенные структурные изменения, приводящие к локализации микропластических деформаций металла. Интенсивность этого процесса зависит не только от режима (параметров) гидравлических испытаний, но и от степени охрупченности (старения) трубных сталей, которые подвергаются испытанию. Следовательно, для установления рационального режима испытания длительно эксплуатируемых МН необходим другой подход, который бы учитывал разницу в структурных превращениях, происходящих в областях у вершин трещин при их росте за счет цикличности на-

гружения металла труб во время эксплуатации нефтепроводов и при локальных пластических деформациях, связанных с ростом испытательного давления.

Во второй главе было показано, что усталостные трещины преимущественно развиваются по охрупченным областям и по границам зерен. Кроме того, у состаренных сталей охрупченные области у вершины усталостных трещин занимают значительно меньший объем по сравнению с аналогичными областями сталей в исходном состоянии.

Фактически могут возникнуть три различные области у вершины трещины.

При длительной эксплуатации (> 25 лет) у вершин развивающихся усталостных трещин в промежутке между "скачками", как показывают результаты измерений, проведенных методом сеток, образуются области диаметром с!| ~ 2 -ь 3 мм. Они возникают в охрупченных участках металла, где уже произошло деформационное старение, т.е. произошли блокировка дислокации примесными атомами, скопление примесных атомов по границам зерен, образование тонкой сети карбидных и нитрндных выделений.

Во второй области малоэксплуатнропанпых (< 10 лет) трубных сталей, подвергнутых повторно-статическим нагружениям. При этом основной механизм образования - макропластпческая деформация у вершин усталостных трещин. Основными структурными изменениями в этих областях являются генерация дислокаций и вакансий, образование линий и полос скольжения, микропор и т.п. Размеры областей этого типа примерно в три раза больше, чем областей в первом случае (сЬ « Зс1|);

В третьей области нового типа возникают вблизи вершины трещин в результате изменения давления при гидравлическом испытании. Эти области по структурным изменениям хотя и близки к областям второго типа, однако механизм развития трещин при циклических нагружениях отличается от механизма разрушения при статическом нагружении, обусловленном гидравлическим испытанием МН. Следует отметить, что области

вблизи вершин трещин, которые возникают при гидравлическом испытании, налагаются на области, возникшие в трубных сталях в процессе эксплуатации. Однако при этом области у вершин трещин в состаренных металлах труб выступают в роли "самостоятельных" концентраторов напряжений, а области в несостаренных металлах, ввиду однотипности структур, практически сливаются с областями, возникающими при гидравлическом испытании МН.

Вследствие большой концентрации напряжений и деформаций у вершины трещины их значения нельзя определить с помощью линейной теории упругости. В этом случае, вероятно, следует использовать методы теории пластичности. Однако и эта теория не учитывает изменение структурной зависимости состояний металла, которое происходит в трубных сталях при эксплуатации нефтепроводов. Более того, с ростом внешней нагрузки область, в которой проявляются нелинейные эффекты, будет еще расти.

Характер изменения напряжений в "пластических" областях у вершины трещины таков, что на краю области ст = стт, а в центре а гораздо больше, чем стт. Это связано, во-первых, с объемностью напряженного состояния, во-вторых, с охрупченностыо металла в этой зоне. Размеры этих областей у усталостных трещин, возникающих в металле труб МН, на поздних стадиях их развития всегда меньше, чем длина самих трещин (они оценивались по Ирвину). Произведена оценка размеров пластической зоны трубных сталей в зависимости от срока эксплуатации. В частности, для стали 17ГС условный диаметр пластической зоны снижается после 30 лет эксплуатации более чем в три раза.

При нагружении металла труб МН испытательным давлением основная масса металла трубы испытывает упругие напряжения, а дефектные ее области с достаточно высокой концентрацией напряжений могут переходить в пластически деформированное состояние. В случае состаренных трубных сталей у вершины усталостных трещин образуются две вставлен-• ные друг в друга области, окруженные упруго-напряженным металлом:

напряженным металлом: внутренняя - хрупкая, средняя - пластическая упрочненная и внешняя - упругая. Поскольку пластическая область окружена упругим полем, характеризующимся одной величиной К1, то и размеры пластической зоны (оболочки) и значение деформации внутри этой области зависят от значения К|, а также от сопротивляемости металла пластической деформации. Последнее свойство у длительно эксплуатируемых металлов выше, чем малоэксплуатируемых сталей. При снятии испытательного давления остаточные напряжения приводят к сжатию "рыхлой" пластически деформированной области, создавая поля остаточных напряжений сжатия вокруг центральной (хрупкой) области. Это в свою очередь приводит к релаксации линейных и точечных дефектов в этой области, захлопыванию микропор и субмикротрещин, что останавливает (замедляет) развитие усталостных трещин, ликвидируя потенциал подготовленности охрупченной области.

Следовательно, при определении режимов гидравлических испытаний длительно эксплуатируемых МН необходимо, чтобы произошла смена знака напряженности в центральной области. Для этого нужно поднять испытательное давление по уровню р„ = прр в течение относительно короткого времени I. Затем без выдержки давление в трубопроводе нужно медленно снизить, чтобы успели пройти за это время и релаксационные процессы в областях у вершины трещин, а затем вторично поднять давление до р„ = трр (т > п) и повторить первоначальный цикл по времени.

Повышение работоспособности поврежденных труб формованием стеклопластиковой оболочки

Проблемы применения стеклопластиковых оболочек с целью восстановления работоспособности поврежденных труб освещены в монографии, написанной с участием автора [34].

Здесь приведены некоторые дополнительные натуральные испытания труб большего диаметра (до 1220 мм), в частности, промышленные испы-

тания упрочненных труб с целью проверки работоспособности участков трубопроводов, имеющих опасные протяженные дефекты.

Испытывали трубы из стали 17ГС (предел прочности 520 МПа, предел текучести 350 Мпа) с толщиной стенки 9 мм.

К концам труб приваривались эллиптические заглушки и резьбовые соединительные штуцера для подачи воды под давлением. Ослабление стенки трубы (дефект) выполнено шлифмашинкой в виде продольной канавки круглого сечения глубиной 6,0...6,5 мм и длиной 1500 мм.

Остаточная толщина стенки трубы 2,5...3,0 мм (т.е. потеря толщины стенки составила 65...75%).

На дефектном участке трубы была формована высокопрочная стек-лопластиковая оболочка длиной 1800 мм с помощью устройства усиления нефтепровода УУН-720/820, предназначенного для работы в условиях трассы при выборочном ремонте.

Для формования стеклопластиковой оболочки применялись следующие основные материалы:

- намоточные стеклоровинги типа РБН-10-2570-78 в виде бобин массой 10...12 кг (10 шт);

- связующие на основе полиэфирной смолы ПН-1.

Перед намоткой поверхность трубы была очищена от грязи, пыли, продуктов коррозии. Сплошная тонкая ржавчина и окалина были сохранены. Продольная канавка (искусственный дефект) на поверхности трубы предварительно зашпаклевана основным связующим, наполненным цементом.

Время формования усиливающей оболочки 4 часа. Нагруженне трубы осуществляли циклически внутренним гидравлическим давлением с помощью двух параллельно подключенных водяных насосов высокого давления. Цикл нагружения составлял 20 секунд, что соответствует режиму малоциклового нагружения. Температура окружающего воздуха во время испытаний Ю...20°С. Схема испытанного образца показана на рис. 2.

Характеристики нагружения (параметры) приведены и таблице 3.

При составлении программы испытаний учитывалось, что

6,4 МПа соответствует рабочему давлению в трубопроводе;

8,7 МПа - испытательное давление, при котором напряжения в стенке трубы равны 0,95 от предела текучести стали;

9,7 МПа - максимальное заводское испытательное давление, соответствующее 1,05 от предела текучести стали.

10000 циклов нагружения соответствует эксплуатации трубопровода в течение 30 лет.

Днище Тру5а ^ Ут-чп^тза

о О /

6003 1800

Рис. 2. Дефектная труба, усиленная высокопрочным стеклопластиком Характеристикм испытаний труб.

Таблица 3

№ п/п Параметры нагружения Количество циклов и время нагружения

1 Давление от 1,0 до 6,4 МПа 10000 циклов

2 Давление от 1,0 до 7,0 МПа 100 циклов

3 Давление от 1,0 до 7,5 МПа 100 циклов

Давление от 1,0 до 8,0 МПа 100 циклов

5 Давление 8,7 МПа выдержка 24 часа

6 Давление 9,7 МПа выдержка 2 часа

При данном режиме нагружения труба не разрушилась. Следов разрушения и необратимой деформации на поверхности трубы и стеклопла-стиковой оболочки визуальным обследованием не обнаружено.

Таким образом, участки трубопровода, содержащие опасные дефекты, после формования на них высокопрочной стеклопластиковой оболочки полностью восстанавливают начальную нормативную работоспособность.

По результатам работы разработаны РД 39-Р-015-90 "Инструкция по восстановлению несущей способности нефтепровода диаметром 273-820мм с применением высокопрочных стеклопластиков" и "Инструкция по выборочному ремонту подземных магистральных нефтепроводов диаметром 530-1220 мм".

Заварка локальных повреждений и приварка усилительных элементов на трубы с протяженными дефектами

Проведен комплекс теоретических и экспериментальных исследований по обоснованию возможности применения сварки при ремонте без опорожнения от продукта и снижения рабочего давления.

Безопасные давления при выполнении ремонта сваркой определялись по критериям: технологической прочности (образование холодных и горячих трещин); механической прочности и сквозного проплавления. Получены аналитические зависимости для определения предельных давлений при сварке труб под давлением с использованием указанных критериев с учетом старения металла. Особенности технологии сварки различных повреждений освещены в монографии [34] и руководящем документе [10].

Здесь остановимся на оригинальных исследованиях по обоснованию методов ремонта с применением муфт. Были изучены два вида муфт: муфты охватывающие место дефекта (тип 1) и герметичные муфты, охватывающие место дефекта с герметизацией концов с помощью сварки кольцевыми фланговыми швами (тип 2). Муфты устанавливались посередине

труб длиной 3 метра с заглушками, которые укрепляли дефекты, имитирующие надрез во вмятине или просто надрез (рис. 3).

Результаты испытаний показали, что ремонт труб с дефектами в виде вмятин, коррозионных повреждений глубиной до 60% толщины стенки, продольных царапин глубиной до 60-78% толщины стенки при повышении внутреннего давления не привел к разрушению отремонтированных участков. При этом максимальное давление при испытании образцов ограничивалось общей текучестью металла трубы. В этом случае разрушение трубы происходило за пределами исследуемой муфты. В то же время без установки муфт разрыв происходил по дефекту при напряжении, составляющем всего 40-68% от предела текучести от. В образцах труб, отремонтированных муфтами, заполненными эпоксидной смолой при напряжении 80-124 МПа, разрушений не было при 60-140 тыс. циклах, за исключением утечки на одном образце.

Установлено, что ремонт дефектов муфтами, заполненными эпоксидной смолой, обеспечивает достаточную устойчивость как при статических, так и циклических нагрузках.

Отметим, что муфта типа 1 может быть использована как гаситель протяженных разрушений.

Было проведено два испытания. В первом была сделана выборка на глубину 2/3 от толщины стенки, равной 7 мм, и длиной 50% от диаметра трубы, равного 560 мм. Во втором эксперименте не был приварен с одной стороны фланговый кольцевой шов к начальной муфте.

В первом случае экспериментальные сосуды не разрушились. При этом кольцевое напряжение составило 1,55 ат. Во втором случае труба разорвалась при напряжении в стенке 1,50 ат.

Таким образом герметичные муфты типа 2 с фланговыми кольцевыми швами при их приварке к трубе без учета тепловых деформаций при сварке электродами с недостаточными пластическими свойствами менее надежны чем муфты типа 1.

1

г >|>» -— 1

1 1 )

а - муфта №1 обжимная неприварная

(-.■уф

и

1

\\

б - окончательный вид приварной муфты №2 после исправлении; 1 - сварной шов, выполненный по новой технологии; 2 - сварной шов па подкладной пластине; 3 - сварной шов, выполненный по старой технологии с дефектом; 4 - герметизирующий угловой

в - муфта №3 (под муфтой находится сварной стыковой шов трубы со сквозным дефектом). Рис. 3..Схемы натурных труб с муфтами для испытаний под давлением.

При качественной сварке фланговых швов муфты типа 2 обеспечивают удовлетворительную работу при напряжениях в стенке трубы, достигающих предела текучести стенки, то есть при внутреннем давлении на 304 40% выше рабочего давления.

Кроме того, были испытаны муфты усиленного типа (рис. 4).

Рис. 4. Схема экспериментального сосуда с муфтой усиленного типа.

Усиленные варианты герметичных муфт типа 2 обладают более де-формативной конструкцией места приварки кольцевых фланговых швов муфты, имеют преимущество в надежности и могут быть рекомендованы при условии качественной сварки всех фланговых кольцевых швов.

Определена эффективность сварных муфт трех типов путем гидравлических испытаний труб из стали 17ГС диаметром 720 мм.

В результате проведенных испытаний установлено, что неприварная обжимная многосекционная муфта №1 упрочняет трубу с дефектом на 25%. При этом допустимое рабочее давление увеличивается настолько же. Эффект упрочнения обеспечивается неполностью в связи с тем, что имеется остаточный неконтролируемый зазор между трубой и муфтой (при монтаже наблюдается визуально).

Остаточный зазор обусловлен несовершенством технологии обжатия муфты, недостаточной совершенностью оснастки для обжатия. При мои-

таже неприварной обжимном муфты рекомендуется применять одновременно несколько обжимных устройств (не менее двух на погонный метр). Обжимное устройство должно обеспечивать равномерное по окружности радиальное давление на трубу. Технология выполнения продольных сварных швов на подкладных пластинах удовлетворяет требованиям прочности.

Муфта №2 обеспечивает полное восстановление работоспособности дефектной трубы при условии изменения технологии выполнения герметизирующих кольцевых сварных швов па концах муфты. Обе предложенные технологии выполнения герметизирующих сварных швов обеспечивают необходимую работоспособность и рекомендуется для ремонта труб с различными дефектами, в том числе с протяженными расслоениями, царапинами, сквозными дефектами (включая трещины) и др.

Муфта №3 может быть использована для ремонта кольцевых сварных стыков швов с дефектами. При этом полностью восстанавливаются прочность и ресурс участка трубопровода.

Пятая глава посвящена разработке методики расчетной оценки ущерба, наносимого окружающей природной среде при авариях на нефтепроводах. На основании расчетов по разработанной методике становится ясным важность и значимость решаемой в настоящей работе проблемы.

Методика, разработанная нами, предназначена для определения экономического ущерба окружающей природной среде (ОПС) в результате аварийных разливов нефти из-за отказов сооружений, объектов или линейной части магистральных нефтепроводов. Она является качественно новым инструментом в решении экологических и экономических вопросов.

Площадь, глубина загрязнения земель и концентрация нефти (нефтепродуктов) определяются на основании данных обследования земель и лабораторных анализов, проведенных на основании соответствующих нормативных и методических документов, утвержденных или разрешенных для применения Минприроды России и Роскомземом.

Масса нефти, загрязняющей водные объекты, определяется суммированием массы растворенной и эмульгированной в воде нефти, значение которой соответствует предельной концентрации, и массы пленочной нефти на поверхности водного объекта.

За массу веществ, загрязняющих атмосферу, принимается масса испарившихся углеводородов со свободной поверхности разлившейся нефти.

Расчет ущерба и платы за загрязнение атмосферного воздуха и поверхностных вод вследствие разлива нефти при авариях на магистральных нефтепроводах производится в соответствии с положениями Постановления правительства Российской Федерации от 28.08.92 г. № 632 "Об утверждении порядка определения платы и ее предельных размеров за загрязнение ОПС, размещение отходов, другие виды вредного воздействия".

Расчет ущерба, причиненного рыбному хозяйству, производится органами рыбоохраны в соответствии с "Временной методикой оценки ущерба, наносимого рыбным запасам в результате строительства, реконструкции и расширения предприятий, сооружений и других объектов и проведения различных видов работ на рыбохозяйственных водоемах", утвержденной Госкомприродой и Минрыбхозом СССР (М., 1990 г.), и в настоящей методике не рассматривается.

Плата за загрязнение ОПС разлившейся нефтью при авариях на магистральных нефтепроводах не освобождает эксплуатирующие их предприятия от своевременного проведения мероприятий по ликвидации последствий аварийных разливов нефти и соблюдения требований и правил, предусмотренных Законом РФ "Об охране окружающей природной среды".

В разработанной методике окружающая природная среда представлена в виде системы, состоящей из 3-х основных компонентов: земель, водных объектов и атмосферы.

Методика содержит:

- расчет общего объема (массы) нефти, вылившейся при аварии из нефтепровода, и массы нефти, загрязнившей компоненты окружающей природной среды;

- расчет площадей загрязненных нефтью земель (почв) и водных объектов;

- расчет ущерба за загрязнение нефтью каждого компонента окружающей природной среды и общей суммы платы за загрязнение ОПС;

- программу расчета ущерба на ПЭВМ.

В связи с тем, что загрязнение ОПС при аварийных разливах нефти не подлежит нормированию, вся масса происшедших при этом выбросов углеводородов в атмосферу, растворенной в воде нефти и нефти, загрязнившей земли, должна учитываться как сверхлимитная.

Разработанная методика (руководящий документ) согласована с Департаментом Государственного экологического контроля Минприроды РФ, утверждена Минтопэнерго РФ и использована при расчете загрязнений воды Волгоградского водохранилища и ручья Мечетка нефтепродуктами в результате аварийного разлива нефти при отказе на МН "Куйбышев-Тихорецк.

Основные выводы и рекомендации

1. На базе обобщения теории и практики нефтепроводного транспорта, а также проведенных многоплановых исследований предложена и реализована комплексная система обеспечения работоспособности, позволяющая оперативно прогнозировать и восстанавливать характеристики поврежденных труб нефтепроводов. Разработанная комплексная система базируется на нормативно-технических материалах, согласованных Гос-гортехнадзором РФ, Минтопэнерго и др.

2. Исследованиями тонкой структуры, металлографического анализа, оценки вязкопластических свойств длительно эксплуатированных нефте-проводных труб установлено, что при эксплуатации нефтепроводов проис-

ходит локальное охрупчивание металла вследствие деформационного старения. При этом наблюдается распад цементита до 40%, увеличение плотности дислокации до 2 раз и прочностных свойств до 20%, изменение дислокационной структуры от сетчатой до ячеисто-клубковой, снижение относительного удлинения и сужения до 35%, характеристик трещиностойко-сти до 15% и ударной вязкости до 2 раз. Кроме того, в сталях, бывших в эксплуатации, отмечаются ветвление, рост скорости и скачкообразное распространение трещин.

3. Разработаны методы оценки остаточного ресурса труб нефтепроводов с учетом специфических условий, характерных для нефтепроводов, в частности, цикличности нагружения, воздействия среды, старения металла и дефектов различного происхождения. Разработанные методы позволяют расчетным путем оценивать степень опасности обнаруженных при диагностике повреждений, устанавливать методы ремонта нефтепроводов и положены в основу руководящего документа РД 39-00147105-001-91 "Методика оценки работоспособности труб линейной части нефтепроводов на основе диагностической информации".

4. Созданы теоретические основы методов восстановления работоспособности поврежденных труб на действующих нефтепроводах, которые позволили разработать ряд оригинальных технологий, способствующих

- восстанавлению до 65 % вязкопластических свойств металла труб с применением термообработки;

- повышению несущей способности поврежденных труб формованием на них стеклопластиковой оболочки до уровня прочности бездефектных труб;

- торможению роста трещин в действующих нефтепроводах испытаниями повышенным давлением;

- обеспечению необходимой работоспособности нефтепроводов заваркой локальных повреждений и приваркой усилительных элементов на протяженные и многоочаговые повреждения без остановки перекачки.

5. На базе разработанных машин и механизмов создана технология выборочного ремонта нефтепроводов, позволяющая оперативно, качественно и экономично производить ремонтные работы.

6. Разработана методика расчетной оценки ущерба окружающей среде при авариях на магистральных нефтепроводах (руководящий документ), утвержденная Минтопэнерго и согласованная с департаментом Государственного экологического контроля Минприроды РФ.

7. Созданная нормативно-техническая база по обеспечению работоспособности нефтепроводов (7 руководящих документов) внедрена на предприятиях АК "Транснефть". Ежегодный экономический эффект от внедрения разработанных технологий составляет около 13,2 миллиардов рублей.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Гумеров Р. С., Ирмяков Р.З. Оценка надежности оборудования магистральных нефтепроводов по изменению выходного параметра //Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов /ВНИИОЭНГ. - 1982. -№9. - С. 25-26.

2. Гумеров А.Г., Зайнуллин P.C., Гумеров P.C. и др. Методика оценки работоспособности труб линейной части нефтепроводов на основе диагностической информации (РД 39-00147105-001-91), Уфа, ВНИИСПТнефть, 1992,-141 с.

3. Галюк В.Х., Гумеров А.Г., Гумеров P.C. и др. РД 39-30-859-83. Правила испытания линейной части действующих магистральных нефтепроводов. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1983. - 53 с.

4. Гумеров А.Г., Гумеров P.C. Инструкция по восстановлению несущей способности участков нефтепроводов диаметром 273-820 мм с применением высокопрочных стеклопластиков. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987. -41 с.

5. Гайдамак В.В., Гумеров P.C., Азметов Х.А. Сравнительная оценка расчета толщины стенки трубопровода при действии продольных сжимающих напряжений //Исследование в области надежности и эффективность эксплуатации магистральных нефтепроводов. - Уфа: ВНИИСПТ-нефть, 1987,-С. 16-22.

6. Гумеров А.Г., Зайнуллин P.C., Гумеров P.C. Влияние режимов испытаний на работоспособность нефтепроводов //Транспорт и хранение нефти: Обзор, информ. /ВНИИОЭНГ. - 1988. - вып. 7. - 45 с.

7. Азметов Х.А., Гайдамак В.В., Гумеров P.C. К вопросу расчета на прочность трубопроводов в продольном направлении //Совершенствование систем управления и эксплуатации магистрального транспорта нефти/ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1988.-е. 175-179.

8. Ямалеев K.M., Гумеров А.Г., Гумеров P.C. О деформационном старении трубных сталей //Совершенствование систем управления и эксплуатации магистрального транспорта нефти /ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1988.-е. 212-216.

9. Зайнуллин P.C., Гумеров А.Г., Гумеров P.C. РД 39-0147103-305-88. Методика расчета на прочность и долговечность сварных соединений трубопроводов и нефтепромысловой аппаратуры с технологическими дефектами. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1988. - 42 с.

10. Гумеров А.Г., Гумеров P.C. РД 39-0147103-360-89. Инструкция по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продукто-проводов под давлением. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989. - 60 с.

11. Зайнуллин P.C., Гумеров P.C., Гумеров K.M. Восстановление работоспособности трубопроводов без остановки перекачки //Проблемы охраны окружающей среды в нефтяной промышленности: Тез. докл. Всесоюз. совещания /ВостНИИТБ. - Уфа, 1989, - с. 63-64.

12. Исламов Ф.И., Азметов Х.А., Гумеров P.C., Галсев М.Н. Аварийный ремонт промысловых трубопроводов //Нефтепромысловое дело: Обзор. информ./ВНИИОЭНГ. - 1989.-вып. 13.-35 с.

13. Аскаров P.M., Хайруллин Ф.Г., Гумеров P.C. Определение допустимого давления на ремонтируемом участке нефтепровода //Актуальные вопросы технической эксплуатации магистральных нефтепроводов /ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1989. - с. 95-98.

14. Гумеров А.Г., Зайнуллин P.C., Гумеров P.C. Проблемы обеспечения работоспособности магистральных нефтепроводов //Диагностика и работоспособность магистральных нефтепроводов - Уфа, /ВНИИСПТнефть. 1989. - с. 4-8.

15. Лейзерова Л.И., Гумеров P.C. Вопросы организации диагностических обследований линейной части действующих магистральных нефтепроводов //Диагностика и работоспособность магистральных трубопроводов /ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1989. - с. 34-38.

16. Галюк В.Х., Гумеров А.Г., Гумеров P.C. и др. Современные методы присоединения отводов к трубопроводам //Транспорт и хранение нефти: Обзор, информ. /ВНИИОЭНГ. - 1990. - 40 с.

17. Новоселов В.Ф., Гумеров P.C. Повышение эффективности обслуживания на линейной части магистральных трубопроводов на основе специализации работ//Нефтяное хозяйство. - 1990. - №9, - с. 66-68.

18. Гумеров А.Г., Гумеров P.C., Гумеров K.M. Проблемы остаточного ресурса магистральных нефтепродуктопроводов //Нефтяное хозяйство. -1990. -Лг910. - с. 66- 69.

19. Ямалеев K.M., Гумеров P.C. Термический способ восстановления ресурсов пластичности металла труб нефтепроводов //Диагностика, надежность, техническое обслуживание и ремонт нефтепроводов /ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1990. - с. 27-33.

20. Гумеров А.Г., Гумеров P.C. Методика оценки статической прочности и циклической долговечности магистральных нефтепроводов. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1990. - 88 с.

21. Исламов Ф.И., Азметов Х.А., Гумеров P.C. Обеспечение безопасности при аварийном ремонте магистральных нефтепроводов //Безопасность труда в промышленности. - 1990. - №3. - с. 37-39.

22. Столяров Р.Н., Гумеров P.C. РД 39-110-91. Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах. - Уфа: ИПТЭР, 1991,- 154 с.

23. Гумеров P.C., Аскаров Р. М., Нефедова Н. Ф. и др. РД 39-0147103347-89. Инструкция на технологический процесс приборного обследования подводных переходов нефтепроводов и кабелей связи. - Уфа: ВНИИСПТ-нефть, 1991.-35 с.

24. Гумеров P.C., Аскаров Р. М., Нефедова Н. Ф. и др. РД 39-0147103358-89. Инструкция по технологическому процессу капитального ремонта подводных нефтепроводов методом подсадки на грунтах I-III категории с использованием существующих технических средств. - Уфа: ВНИИСПТ-нефть,.1991. - 81 с.

25. Гумеров P.C., Аскаров Р. М., Нефедова Н. Ф. и др. РД 39-30-106084. Инструкция по обследованию технического состояния подводных переходов трубопроводов. -Уфа: ВНИИСПТнефть, 1991. - 112с.

26. Гумеров А.Г., Гумеров P.C. Правила капитального ремонта подземных трубопроводов. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1991. -190 с.

27. Гумеров А.Г., Зайнуллин P.C., Гумеров P.C. Прогнозирование долговечности нефтепроводов на основе диагностической информации //Нефтяное хозяйство. - 1991. - №10. - с. 33-36.

28. Гумеров P.C., Галеев М. Н., Гумеров К. М. и др. Конструктивные особенности накладных тройников и оценка их работоспособности //Транспорт и хранение нефти: ВНИИОЭНГ. - 1991. - с. 6-11.

29. Агишев В.Т., Гумеров P.C. Проблемы надежности и безопасности эксплуатации нефтепроводов //Сбор, подготовка и транспорт нефти и нефтепродуктов /ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1991.-е. 192-195.

30. Ямалеев K.M., Гумеров P.C., Гумеров K.M. Замедление роста трещин в металле длительно эксплуатируемых нефтепроводов после гидроиспытания //Сбор, подготовка и транспорт нефти и нефтепродуктов /ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1991. - с. 217-224.

31. Агишев В.Т., Гумеров P.C., Субаев И.У., Суслов A.C. К вопросу обеспечения надежности и безопасности при проектировании нефтепро-дуктопроводов //Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики, /Под общей ред. Ю.Н. Руденко. - ВНИИСПТнефть, Уфа, 1991, с. 26-32.

32. Гумеров P.C. Обеспечение надежности магистральных нефтепроводов посредством ремонтных работ //Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики: Методические особенности исследования и обеспечение надежности систем энергетики в новых хозяйственных условиях /Под общей ред. Ю.Н. Руденко. ВНИИСПТнефть, Уфа, 1991.-е. 55-59.

33. Гумеров А.Г., Гумеров P.C., Гумеров К. М. Проблемы оценки остаточного ресурса магистральных нефтепроводов. РНТС, Нефтяное хозяйство, 1990, № 10, с. 66-69.

34. Гумеров А.Г., Зайнуллин P.C., Гумеров P.C., Гаскаров Н.Х. Восстановление работоспособности труб нефтепроводов. - Уфа: Башк. кн. изд-во, 1992.-231 с.

35. Галеев М.Н., Гумеров P.C., Сабиров У.Н. Работоспособность и долговечность накладных тройников //Эксплуатация нефтепромыслового оборудования и трубопроводов /ИПТЭР. - Уфа, 1993. - С.94-99.

36. Гумеров А.Г., Гумеров P.C., Султанов М.Х. Исследования охруп-чивания трубных сталей и разработка методов и средств диагностирования с целью обеспечения экономической безопасности трубопроводных сетей //Познание, освоение и сбережение недр Республики Башкортостан: Тез. докл. Отделению наук о земле и экологии. - Уфа, 1994. - с. 79-80.

37. Ямалеев K.M. Гумеров P.C. О классификации дефектов труб с позиции диагностики магистральных нефтепроводов //Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов /ИПТЭР, 1995. - С. 55-59.

38. .Ямалеев K.M., Гумеров P.C. Особенности разрушения металла труб магистральных нефтепроводов //Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов /ИПТЭР, 1995. - С. 60-65.

39. Гильмияров З.С., Азметов Х.А., Гумеров P.C. и др. Реконструкция длительно эксплуатируемых магистральных нефтепроводов с целью повышения их надежности //Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов /ИПТЭР, 1995. - С. 105-110.

40. Гумеров А.Г., Гумеров P.C., Азметов X. А. и др. Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах //Утверждена Минтопэнерго РФ. - М., 1996. - 67 с.

41. Кумылганов A.C., Ибрагимов М.Ш., Гумеров P.C., Шацкий A.A. Техническая политика АК "Транснефть" в области капитального ремонта магистральных нефтепроводов //Трубопроводный транспорт нефти. - 1996.

№1. - с. 7-11.

42. A.c. 1585614 СССР, F 16 L 57/00, 59/14. Устройство для формова-Н1Я армированной оболочки /В.М. Муров, Д.Ф. Ихсанов, В.Г. Карамы-дев, P.C. Гумеров и др. (СССР). - опубл. БИ., № 30, 1990. - 4с.: пл. '

43. A.c. 1592633 СССР, F 16 L 55/18. Устройство для ремонта трубопровода /Д.Ф. Ихсанов, Х.А. Азметов, P.C. Гумеров (СССР). - опубл. БИ., № 34, 1990.- 4с.: пл.

44. A.c. 1596171 СССР, F 16 L55/10. Способ изготовления композиции для герметпрующих тампонов в трубопроводах /Ф.Ф. Хазимхаметов, P.M. Мавлютов, А.Г. Гумеров, А.П. Конев, P.C. Гумеров (СССР). - опубл. БИ., № 36, 1990.-4с.: ил.

45. A.c. 1651011 СССР, F 16 L 55/18. Устройство для замены участка трубопровода /А.Г. Гумеров, В.М. Муров, P.C. Гумеров (СССР). - опубл. БИ.,№ 19, 1990.-4с.: пл.

46. A.c. 1656283 СССР, F 17 D 1/00. Способ повышения надежности магистральных трубопроводов при снижении несущей способности труб /З.С. Гильмияров, P.C. Гумеров (СССР). - опубл. БИ., № 22, 1991. - 4с.: ил.

47. A.c. 1725008 СССР. F 16 L 55/17. Устройство для предошращепия утечки из трубопровода /P.C. Гумеров, X. А. Азметов и др.(СССР). -опубл. БИ., № 13, 1992. - 4с.: ил.

48. A.c. 1737214 СССР, F 16 L 1/06. Устройство стабилизации трубопровода /Д.Ф. Ихсаиов, Х.А. Азметов, А.Г. Гумеров, P.C. Гумеров (СССР). - опубл. БИ., № 20, 1992. - 2с.: ил.

49. A.c. 1743953 СССР, В 61 С 13/08, В 6! F 3/00. Устройство для перемещения по трубопроводу /Р.Р. Алпбаев, В.Г. Карамышев, P.C. Гумеров (СССР). - опубл. БИ., № 24, 1992. - 4с.: ил.

50. A.c. 1769790 СССР, F 16 L 1/28. Способ снижения локальных напряжений в подземном трубопроводе /P.C. Гумеров, С. М. Файзуллин и др. (СССР). - опубл. БИ., № 38, 1992. - 4с.: ил.

51. A.c. 1810709 СССР, F 16 L 1/032. Способ извлечения трубопровода из грунта и устройство его осуществления /А.Г. Гумеров, P.C. Гумеров (СССР). - опубл. БИ., № 15, 1993. - 2с.: пл.

52. Патент 2031795 Россия, В 29 С 63/18, 63/42. Способ футерования металлического трубопровода пластмассовой оболочкой и устройство для его осуществления /А.Г. Гумеров, Х.А. Азметов, P.C. Гумеров (Россия). -опубл. БИ., №9, 1995. - 4с.: пл.

53. Патент 2053429 Россия, F 16 L 1/24. Комплекс для демонтажа трубопровода /P.C. Гумеров, С. М. ФаГпуллин п др. (Россия). - опубл. БИ., №3, 1996.-4с.: пл.

54. Патент 2067642. Устройство для сбора нефти с поверхности воды /А.Г. Гумеров, P.C. Гумеров и др. (Россия). - опубл. БИ., № 28, 1996,-4с.: пл.

55. Патент 2067717. Способ упрочнения труб и устройство для его осуществления /K.M. Гумеров, P.C. Гумеров и др. (Россия). - опубл. БИ., №28, 1996.- 4с.: ил.

Соискатель

Р. С. Гумеров