автореферат диссертации по безопасности жизнедеятельности человека, 05.26.03, диссертация на тему:Методология и технические средства обеспечения безопасной эксплуатации подводных переходов нефтепроводов

На правах рукописи

МЕТОДОЛОГИЯ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ НЕФТЕПРОВОДОВ

05.26.03 - Пожарная и промышленная безопасность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Казань - 2003

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете (УГНТУ)

Научный консультант: доктор технических наук, профессор

Шаммазов Айрат Мингазович

Официальные оппоненты: академик РИА, доктор технических наук,

профессор Шильдин Вячеслав Витальевич

доктор технических наук, профессор Перелыгин Олег Андреевич

доктор технических наук, профессор Шарафиев Роберт Гарафиевич

Ведущая организация: Татарский научно-исследовательский и

проектный институт (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть», г. Бугульма

Защита состоится 2 июля 2003 г. в 14:30 часов на заседании диссертационного совета Д212.080.02 при Казанском государственном технологическом университете по адресу: 420015, г. Казань, ул. К. Маркса, 68, зал заседаний Ученого Совета (А-330).

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Казанского государственного технологического университета.

Автореферат разослан « 2А » Я 2003 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук, доцент

А.С.Сироткин

2оо7-А

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Общая протяженность трубопроводов в России превышает 228 тыс. км, а более 47 тыс. км из них - это магистральные нефтепроводы, по которым транспортируется примерно 99,0% добываемой в России нефти.

Из общего числа отказов магистральных и промысловых нефтепроводов, наибольшее число отказов приходится на долю брака строительно-монтажных работ (примерно 27 %), механических повреждений (примерно 23 %, т.е. из-за образований вмятин, гофр и других дефектов, нанесенных механизмами при капитальном ремонте, в том числе и механизмами сторонних организаций), заводского брака труб (примерно 22 %) и коррозионных повреждений (примерно 28 %). Статистика отказов, к примеру, подводных переходов (ПП) нефтепроводов в расчете на мерную длину трубопровода показывает, что их частота больше частоты отказов магистральных нефте-, газопроводов примерно в 1,3 раза в целом. В связи с этим к безопасности и надежности подводных переходов нефтепроводов предъявляются повышенные требования.

С принятием Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (№ 116-ФЗ от 21.07.1997 г.) повысились требования к безопасности опасных производственных объектов, к которым относятся и нефтепроводы и их подводные нефтепроводы.

Некоторые параметры подводных переходов нефтепроводов, влияющие на безопасность, трудно определить без специальных методов и технических устройств контроля. Одним из таких параметров является размыв (оголение) и провисание участка подводного перехода, вызывающие в конечном итоге напряженно-деформированное состояние трубы перехода. Методология количественной оценки параметров размыва и изменения высотно-планового положения трубы перехода внутритрубными приборами на сегодняшний день отсутствует.

Другим фактором, также влияющим на безопасность, является механические напряжения в стенке трубопроводов из-за наличия нарушений правильной геометрической формы труб. Для оценки величины напряжений и определения степени опасности таких дефектов трубопровода необходимы внутритрубные приборы, позволяющие количественно определить величину деформаций труб, на основе которых осуществляется прогноз остаточного ресурса.

Возникающие утечки нефти через сквозные коррозионные повреждения нефтепровода или разрыв подводного перехода также требуют непрерывного контроля герметичности нефтепровода.

Изложенное выше свидетельствует о том, методическое обеспечение, разработка технологий и оснащение соответствующими средствами контроля технического состояния магистральных и промысловых нефтепроводов и их подводных переходов для их

безопасной эксплуатации являются актуальной.

з

о

ЬЛКО ГЕКА

Данная работа направлена на разработку методологии и средств контроля технического состояния подводных переходов нефтепроводов для обеспечения их безопасной эксплуатации на основе разработки технологий подготовки и обследования технического состояния, разработки средств контроля нарушений правильной геометрической формы труб нефтепроводов и средств контроля герметичности подводных переходов.

Целью диссертационной работы является разработка методической базы для обеспечения безопасной эксплуатации подводных переходов нефтепроводов путем совершенствования методов оценки технического состояния и внедрения новых технических средств контроля.

Для достижения цели требовалось решить следующие основные задачи:

1 Разработать методологию и технологию комплексного обследования подводных переходов нефтепроводов для оценки напряженно-деформированного состояния трубы, позволяющие предупредить аварийные ситуации на переходах и увеличить ресурс их безопасной эксплуатации.

2 На основе экспериментальных и натурных исследований дефектов геометрии нефтепроводов создать внутритрубный снаряд для определения структуры и характеристик дефектов геометрии в зависимости от эксплуатационных условий работы нефтепровода с целью проведения расчета его остаточного ресурса и определения уровня безопасности.

3 Разработать эффективную технологию очистки нефтепроводов от длительно накопленных отложений с целью безопасной эксплуатации при очистке и повышения достоверности результатов внутритрубной диагностики.

4 Разработать комплекс устройств контроля и технологию слежения за движением внутритрубных снарядов, направленных на обеспечение безопасности нефтепроводов при очистке и диагностике.

5 Создать более совершенное в сравнении с существующими техническое устройство непрерывного контроля герметичности подводных переходов нефтепроводов.

Научная новизна. В работе получены следующие новые результаты:

1 Предложена и экспериментально апробирована новая технология поэтапной очистки нефтепроводов от парафиносмолистых отложений, позволяющая предотвратить закупорку полости незачшценных нефтепроводов при проведении очистных работ. Разработана методика расчета параметров манжет скребка на каждом этапе в динамике процесса очистки, применение которой снижает вероятность возникновения аварий и обеспечивает безопасную эксплуатацию нефтепроводов и их подводных переходов. Рассмотрена взаимосвязь параметров манжет очистных устройств от физико-химических, механических свойств асфальтосмолистых, парафиновых отложений и эксплуатационных условий нефтепровода.

2 Для повышения безопасности нефтепроводов при их очистке и диагностике разработана технология контроля внутритрубных снарядов по низкочастотному диапазону их акустических сигналов движения и по помехоустойчивой частоте электромагнитных волн, генерируемых установленными на снарядах устройствами локации. Впервые определен диапазон спектральных частот акустических сигналов (10...40 Гц), возбуждаемых движущимися внутритрубными устройствами. Определена наиболее помехоустойчивая частота (13 Гц) электромагнитных волн устройств локации внутритрубных приборов.

3 Предложен и экспериментально подтвержден диапазон допустимой скорости движения (от 1,1 до 1,7 м/с) внутритрубных диагностических устройств, позволяющий с вероятностью не менее 90% определять параметры дефектов геометрии и на основе известных методов рассчитать остаточный ресурс и оценить уровень безопасности нефтепроводов.

4 Для безопасной эксплуатации нефтепроводов впервые предложена и научно обоснована методология комплексного обследования подводных переходов, которая позволяет определять такие ранее не контролировавшиеся внутритрубными приборами параметры подводного перехода, как высотно-плановое положение трубы и плотность грунта (оголение) вокруг трубы с помощью скважинных диагностических приборов.

5 Предложен метод определения координаты утечек нефти по изменению параметров работы нефтепровода как в его начале, так и на конечном пункте, позволяющий уменьшить негативные последствия разгерметизации нефтепроводов.

На защиту выносятся результаты теоретических и экспериментальных исследований, а также технологии и комплекс средств контроля и диагностики технического состояния подводных переходов нефтепроводов.

Практическая ценность работы. При непосредственном участии автора разработаны и внедрены:

1 В ОАО АНК «Башнефть» и «Удмуртнефть» технология поэтапной очистки от па-рафиносмолистых отложений длительно не очищавшихся нефтепроводов и технические устройства для очистки (патент РФ № 2176163).

2 В ОАО АК «Транснефть», «Уралтранснефтепродукт», АНК «Башнефть», «Татнефть», «ЛУКОЙЛ-Пермнефть», предприятия ОАО «Газпром» и других предприятиях технология и техническое средство контроля за движением внутритрубных снарядов при очистке и диагностике нефтепроводов - прибор «Сенсор» (патент РФ № 2137977).

3 В ОАО АНК «Башнефть», «Татнефть», «ЛУКОЙЛ-Пермнефть», «Роснефть-Ставропольнефтегаз», «Уралтранснефтепродукт», «Удмуртнефть» и АК «Транснефть» устройство (патент РФ № 2110729), позволяющее производить очистку и калибровку нефтепровода, а также определить местонахождение при его остановке - прибор «ОКП» для трубопроводов диаметром 159...377 мм.

5

4 В ОАО АК «Транснефть», «Уралтранснефтепродукт», АНК «Башнефть», «Татнефть», «Роснефть-Ставропольнефтегаз» и в предприятиях ОАО «Газпром» технология и техническое средство (патент РФ № 2110729) определения местонахождения очистных устройств в трубопроводах - прибор «Поиск-МП».

5 В ОАО АК «Транснефть», «Уралтранснефтепродукт», АНК «Башнефть» и «ЛУ-КОЙЛ-Пермнефть» техническое устройство повышенной проходимости (АС № 1768941, патенты РФ № 2084757, 2088839, 2148205) для определения параметров дефектов геометрии труб нефтепроводов диаметром 325.. .720 мм - прибор «Реуд».

6 На основе известных амплитудно-частотных характеристик шумов утечки, сравнительного анализа методов и технических средств контроля герметичности нефтепроводов разработано техническое устройство для мониторинга состояния подводных переходов нефтепроводов - система «УНИфон», позволяющая определять утечки нефти и разрыв нефтепровода.

7 На основе проведенных исследований и систематизации информации о подводных переходах нефтепроводов разработаны, согласованы с Башкирским управлением ГТТН РФ и утверждены ОАО «АНК «Башнефть» руководящие документы «Правила по эксплуатации, осуществлению контроля за техническим состоянием и капитальному ремонту подводных переходов нефтепромысловых трубопроводов» и «Проектирование и строительство подводных переходов нефтепромысловых трубопроводов».

8 Согласован с Госгортехнадзором РФ и внедрен в ОАО АНК «Башнефть» и «Уд-муртнефть» руководящий документ «Инструкция на технологический процесс обследования подводных переходов трубопроводов с помощью скважинных диагностических приборов».

9 Переданы в Минэнерго РФ для утверждения федеральные руководящие документы «Подводные переходы нефтепромысловых трубопроводов. Правила технической эксплуатации и капитального ремонта» и СП «Подводные переходы нефтепромысловых трубопроводов. Правила проектирования и строительства».

10 Согласованы с Агентством по чрезвычайным ситуациям и утверждены Министерством энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан руководящие документы № 39-052-02 «Правила обследования линейной части магистральных нефтепроводов внутритрубными диагностическими приборами» и № 39-036-02 «Инструкция по диагностике стальных вертикальных резервуаров».

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на: 14-й Российской конференции «Неразрушакнций контроль и диагностика» (Москва, 1996 г.), 15-й Российской конференции «Неразрушающий контроль и диагностика» (Москва, 1999 г.), 3-й Международной конференции «Диагностика трубопроводов» (Москва, 2001 г.), II Всероссийской научно-технической конференции «Техническая диагностика, промышленная и экологическая безопасность» (г. Уфа, 1996 г.), Международном семинаре

б

«Проблемы сбора, подготовки и магистрального транспорта нефти» (Уфа, 1988 г.), школах-семинарах по проблемам трубопроводного транспорта (Уфа, 1986, 1987 гг. и др.), научно-техническом Совете ОАО АНК «Башнефть» по проблемам подводных переходов нефтепроводов (Уфа, 1997 г.), совещаниях главных инженеров АК «Транснефть» по проблемам НИОКР (Уфа, 1993, 1994, 1995, 1996 гг., Самара, 1999 г.), Международной деловой встрече «Диагностика-94» (Ялта, 1994 г.), IX Всероссийском семинаре-совещании руководителей ГГТН РФ по надзору за магистральными трубопроводами (Уфа, 2001 г.), научно-техническом семинаре «Обеспечение промышленной безопасности производственных объектов ТЭК Республики Башкортостан» (Уфа, 2001 г.) и др.

Новые технологии и технические средства демонстрировались на ежегодных международных выставках «Газ. Нефть» в г.г. Москве и Уфе в 1997...2003 гг.

Публикации. По теме диссертации опубликована 51 работа (в том числе 1 монография и 11 изобретений) и 6 руководящих документов.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав, выводов, списка использованных источников и приложений. Работа изложена на 348 страницах, включая 75 рисунков, 33 таблицы, 67 страниц приложений и список использованных источников из 279 наименований.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и основные задачи, научная новизна и практическая значимость результатов проведенных исследований.

Первая глава диссертации посвящена оценке состояния и анализу промышленной безопасности магистральных и промысловых нефтепроводов и их подводных переходов, анализу причин аварий и отказов на подводных переходах, методов и средств безопасной очистки и обследования технического состояния нефтепроводов (и подводных переходов) внутритрубными диагностическими приборами.

Обосновано, что для получения достоверной диагностической информации технология обследования нефтепроводов и подводных переходов внутритрубными инспекционными снарядами предусматривает в обязательном порядке предварительную очистку внутренней поверхности нефтепровода от асфальтосмолистых и парафиновых отложений (АСПО).

Показано, что количество отложений в нефтепроводе в начале проведения очистных работ обычно неизвестно и при этом имеется опасность застревания скребка и полной закупорки нефтепровода АСПО. Это приводит к повышению давления за скребком и к разгерметизации нефтепровода с соответствующими неблагоприятными экологическими последствиями. Во избежание этого необходима разработка и применение технологии поэтапной очистки и комплекса устройств, позволяющих непрерывно контролировать движение и местонахождение скребка.

7

Здесь же показано, что наибольшее число отказов нефтепроводов и подводных переходов приходится на долю брака строительно-монтажных работ и механических повреждений, в том числе из-за образований вмятин, гофр и других дефектов геометрии трубопровода, которые являются потенциальными источниками аварий, а выявление и измерение параметров этих дефектов является актуальным.

Кроме того показана актуальность разработки устройств, способных постоянно контролировать герметичность и выявлять возникающие утечки из нефтепроводов и подводных переходов, большая часть которых уже эксплуатируется 20 и более лет. Эксплуатация таких устройств на подводных переходах позволяет снизить ущерб от последствий разгерметизации, т.е. обнаружить возникшие аварийные ситуации в самый начальный период, локализовать утечки и оперативно принять решения по ликвидации аварий.

В первой главе также приведены результаты патентно-информационного анализа методов и средств подготовки трубопроводов к внутритрубному обследованию (очистные устройства, методы и средства контроля за движением снарядов и методы и средства определения мест остановок скребков), а также методов и технических средств обследования нефтепроводов, имеющих дефекты геометрии и дефекты стенки трубопровода (коррозия, расслоения, трещины). Здесь же приведены результаты анализа методов и средств обследования подводных переходов нефтепроводов и контроля их герметичности. Проведен сравнительный анализ технических характеристик существующих устройств контроля за движением очистных устройств и средств определения местонахождения скребков, средств обследования трубопроводов для выявления дефектов геометрии. Эти устройства имеют ряд недостатков, которые в определенных условиях эксплуатации при подготовке трубопроводов к внутритрубной диагностике могут значительно ухудшить качество выполняемых работ.

На основе известных условий эксплуатации внутритрубных средств диагностики разработаны основные технические требования к конструкции и алгоритму работы этих средств, которые позволили бы обеспечить безопасную подготовку и диагностику нефтепроводов и их подводных переходов. Доказано, что контролепригодность нефтепроводов, диагностируемых профилемерами, не всегда удовлетворяет требованиям по проходимости используемых в России дорогостоящих импортных профилемеров (с проходимостью в 70% от условного диаметра трубопровода). Поэтому целесообразно и экономически выгодно разработать отечественные технические средства для выявления дефектов геометрии магистральных и промысловых нефтепроводов с улучшенными техническими характеристиками по проходимости.

Выполнение этих задач обеспечит значительное сокращение времени на подготовку нефтепроводов к обследованию, позволит сэкономить материально-технические

ресурсы и трудовые затраты, предотвратит аварийные ситуации, позволит повысить безопасность эксплуатации нефтепроводов и их подводных переходов.

Вторая глава посвящена исследованиям, направленным на разработку технологии очистки нефтепроводов от длительно накопленных отложений. Эта операция является начальным этапом работ при подготовке к обследованию внутритрубными диагностическими снарядами. Известно, что АСПО, в состав которых входят асфальто-смолистые вещества, парафины, масла, вода, окалина и механические примеси (глина, песок, мел, продукты коррозии и др.), можно очистить механическим способом (очистными устройствами) и химическими реагентами. Применение же химических реагентов требует значительных затрат и не полностью решает проблему очистки твердых отложений, накопленных в нефтепроводе за продолжительное время.

При очистке нефтепроводов всегда существует вероятность остановки (застревания) очистных устройств (ОУ). Одной из причин, из-за которых происходит застревание скребков при очистке нефтепроводов, является высокая плотность АСПО на стенке нефтепровода. Учитывая то, что количество отложений в нефтепроводе в начальный момент очистных работ неизвестно, существует опасность застревания ОУ и закупорки нефтепровода этими отложениями. Такая опасность более вероятна, если очистку нефтепровода производить с помощью обычных ОУ, без учета их функциональной возможности очистки, осуществляя удаление за один раз большого количества отложений.

Для проведения очистных работ в таких нефтепроводах автором предложена технология поэтапной очистки, обеспечивающая безостановочное прохождение ОУ, и приборы для контроля движения и местонахождения скребков в случае их застревания в нефтепроводе. Поэтапная очистка осуществляется путем пропуска по нефтепроводу первоначально скребка высокой проходимости с мягкими резиновыми манжетами или же из пенистого полиуретана с целью определить возможность прохождения устройства по неподготовленному нефтепроводу. При этом диаметр манжет ОУ выбирается таким, что скребок заведомо с запасом пройдет по трубопроводу. Затем осуществляется серия пропусков скребков в поэтапной последовательности с возрастающим диаметром и/или плотностью (твердостью) манжет до тех пор, пока нефтепровод не будет очищен и не появится возможность использования стандартного скребка.

Расчет диаметра манжет скребка и его безостановочное движение до конца участка нефтепровода при очистке являются одним из условий безопасной эксплуатации длительно не очищенного нефтепровода при проведении очистных работ.

При поэтапной очистке важно рассчитать диаметр манжет (Д„) вновь запускаемого очистного устройства. Если 0„ будет слишком велик, то ОУ просто застрянет в трубопроводе. Если же диаметр ОУ будет мал в сравнении с фактическим диаметром проходного сечения трубопровода, то процесс очистки чересчур затянется.

На основе баланса сил, действующих на ОУ при его равномерном движении в нефтепроводе, полагая, что при застревании ОУ (рисунок 1) расход в трубопроводе становится равным нулю (перетоки через манжеты отсутствуют), получено условие (1) для определения максимального диаметра манжет ОУ:

нефтепровод __ АСПО

Рисунок 1 - Схема движения ОУ при поэтапной очистке

А0-с0Х = 0, (1)

где А о, с0, - функции: А0 = р^е1 • (Ип + Н0)-а0; с0 = ^Ь.чта-"о = + /%ита + -1-\кЩ11аоуС0ш{х)+кс1%(/!1 -1)}

Л "л

1 Л

. -отношение диаметра манжеты к фактическому диаметру проходного се-

чения трубопровода; X - отношение текущего положения ОУ в нефтепроводе х к общей длине нефтепровода /,. В этих формулах применены следующие обозначения: Рг - давление в конце рассматриваемого трубопровода; 1С(*) - протяженность участка трубопровода, занятого суспензией, зависящая от текущего местоположения ОУ х; - вес ОУ; а(х) - текущее значение угла наклона трубопровода к горизонту; а - средний угол наклона трубопровода, а = агсят AZ / Ь; р, рс - плотность соответственно жидкости и суспензии; ктр, кс - коэффициенты пропорциональности; с - объемная доля отложений плотностью ро в суспензии; П0 - площадь «живого» сечения трубопровода до очистки; Л - напор подпорного насоса; Я - напор магистрального основного насоса. Трансцендентное уравнение (1) решается с учетом, что Ж' = хТ любым из известных методов. Однако оно содержит ряд неизвестных величин: ктр -соха(х), кс, с, рс. Для их нахождения необходимо решить обратную задачу на основании пропуска первого ОУ с заведомо «проходным» диаметром манжет.

Для проверки этой методики были проведены натурные исследования на подводном пе-

ю

реходе (ПП) нефтепровода «ДНС-5 - УПН» через р. Кама в ОАО "Удмуртнефть" (протяженность ПП - 3750 м, диаметр 273 мм). На рисунке 2 приведена гистограмма с результатами этих исследований. В связи с тем, что этот ПП не очищался примерно 1,5 года, методикой исследований предусматривалось вначале пропустить ОУ с манжетами, диаметр которых меньше внутреннего диаметра нефтепровода на 9 мм. При этом ОУ удалило бы незначительный верхний слой парафина. После первого успешного пропуска ОУ и при каждом пропуске проводили расчет диаметра манжет по приведенной выше методике и постепенно от пуска к пуску увеличивали. Из рисунка 2 видно, что при постепенном увеличении диаметра манжет ОУ количество удаляемого парафина постепенно увеличивался (до диаметра манжет ОУ, равном 265 мм) и при дальнейшем увеличении диаметра количество удаляемого парафина уменьшался пропорционально изменению е. Натурные исследования также были проведены на ПП нефтепровода «Вятка -Ашит» через р. Кама в ОАО АНК «Башнефть». Общая протяженность ПП нефтепровода составляла 3800 м, диаметр 325 мм. Этот переход не очищался с момента ввода в эксплуатацию, т.е. 23 года (к 1996 г.). Таким образом, на основе методики расчета параметров очистного устройства для выбора диаметра манжет каждого очередного ОУ и натурных исследований показано, что АСПО в нефтепроводах после длительного срока накопления необходимо удалять применяя скребки, пропускаемые последовательно с увеличивающимся диаметром и (или) жесткостью манжет по технологии поэтапной очистки, позволяющей оптимизировать процесс очистки минимизируя время на очистку с одной стороны и не допуская закупорки нефтепровода АСПО с другой стороны путем предварительного определения параметров манжет запускаемого скребка.

о4

I -е-

се С 8

зо

20

2 10

о

--

Оч -г* 00 о*" ЧО О) ЧО (34 О

«Г 0,8

1 2 3 4 5 6 7 8 Этапы очистки

250 255 260 265 265 267 270 273 Фактический диаметр манжет, мм

+9 +4 -1 -6 -6 -8 -11 -13 Л=ЦМ.ЦИН Разность диаметров, мм

Армированная тканью резина (из транспортерной ленты) Материал манжет

46-61 Твердость манжет по Шору, °А

Рисунок 2 - Гистограмма количества поэтапно удаленного парафина из подводного перехода нефтепровода "ДНС-5 - УПН" через р. Кама (не очищался 1,5 года)

При подготовке и внутритрубном обследовании нефтепровода могут возникать внештатные ситуации, приводящие к закупорке, авариям на трубопроводах или к поломке дорогостоящих диагностических снарядов. Остановка снаряда на участке между камерами пуска и приема является аварийной ситуацией. Основным критерием безопасной эксплуатации нефтепроводов и их подводных переходов при очистке и обследовании является факт движения снаряда, т.е. безостановочное его прохождение от камеры запуска до камеры приема. При этом за движением снаряда необходим постоянный контроль.

Третья глава посвящена разработке технологии и комплекса технических устройств, позволяющих контролировать движение и определить местонахождение снарядов при очистке и диагностике нефтепроводов и подводных переходов.

При движении снарядов любой конструкции в трубопроводе из-за трения манжет о внутреннюю стенку трубы генерируются акустические волны, включающие широкий спектр частот: от инфранизких до ультразвуковых. Акустические волны распространяются как по стенке трубопровода, так и по перекачиваемой жидкости в обоих направлениях. Показано, что по этим акустическим волнам можно контролировать процесс движения снаряда на определенном расстоянии от него. Выбор рабочего диапазона частот для устройства контроля движения скребка определяется максимальным расстоянием (дальностью), на котором можно обнаружить акустические волны, величиной их затухания по мере удаления снаряда, свойствами снаряда генерировать шумы при движении в трубопроводе и др. Основным требованием при акустическом контроле за движущимся объектом в трубопроводе является максимальное расстояние, на котором можно обнаружить шумы движения снаряда. Теоретически наибольшая дальность распространения сигнала обеспечивается в диапазоне низких частот. Проведенные автором совместно с Абдулаевым A.A. исследования на действующем нефтепроводе показали, что оптимальным диапазоном по амплитуде сигнала при выборе рабочего диапазона частот в устройстве контроля движения снаряда является диапазон от 5... 10 до 40...50 Гц. На рисунке 3 приведена амплитудно-частотная характеристика устройства контроля за движением снаряда в трубопроводе. Видно, что максимальные значения амплитуды акустических волн наблюдаются в диапазоне частот от 5...40 до 4000...5000 Гц, а частота волн меняется в пределах от 10 до 8000... 10000 Гц.

Зависимость амплитуды акустических волн движения снаряда в трубопроводе от расстояния между движущимся снарядом и микрофоном и в зависимости от материала манжет приведена на рисунке 4, из которой видно, что, чем ближе движущийся снаряд к месту установки микрофона, тем амплитуда акустического сигнала выше. Также видно, что диапазон разброса амплитуды акустических волн движения снаряда от материала манжет незначителен на расстоянии до 1000 м (20...40 мВ).

- _ J 1 _ i i ________ _ , i ! ! . ______ 1 i ' i i

i t ---- ! i 1 1

! - I ! 4 - 't

Чаегот.1 (Ш)

Рисунок 3 - Амплитудно-частотная характеристика устройства контроля движения снаряда

Исследования также показали, что амплитуда акустических сигналов движения снаряда обратно пропорциональна толщине АСПО на стенке нефтепровода и пропорциональна скорости движения снаряда в нефтепроводе. При этом изменением амплитуды акустического сигнала (в пределах 1...3 %) от скорости (в пределах 0,2 ... 1 м/с) и от толщины АС110 (в пределах 1... 5 мм) можно пренебречь.

1800ЯР

1600 1400

03 1200 г

g 1000' 800 600 400 200 0

i V

\

\ V Пс у лиу >ета АЛ и-з

л Пот иур тан АГО !-6

Л Рс иш ИР 1-Й 78

I ези га 2 159

500

2000

2500

1000 1500

Расстояние, м

Рисунок 4 - Зависимость амплитуды акустического сигнала от расстояния между движущимся снарядом и микрофоном в зависимости от материала манжет снаряда в диапазоне частот сигнала 5 ... 50 Гц

Поэтому эти факторы при разработке устройства контроля движения снаряда в дальнейшем не учитывались. На основании результатов экспериментальных исследований АЧХ шумов движения снаряда автором совместно с Абдулаевым A.A. и Кунафиным Р-Н. был разработан прибор "Сенсор" (патент РФ № 2137977) для контроля за движением снарядов в трубопроводах. Основные технические характеристики прибора «Сенсор» приведены таблице 1 в сравнении с характеристиками аналогичных приборов «Акустический локатор» и «Течеискатель специализированный АЭТ - 1 МСС».

Таблица 1 - Технические характеристики приборов

Основные технические характеристики "Сенсор" (УГНТУ) Акустический локатор (ОАО ЦТД «Диаскан») Течеискатель АЭТ -1 МСС (НИИ Интроскопии ТПУ)

Физический принцип действия Акустический Акустический Акустический

Максимальное расстояние от пункта контроля до снаряда, на котором обнаруживается его движения, м 2500 1500 100 и более

Тип датчика Сейсмодатчик микрофон Сейсмодатчик

Источник питания Аккумуляторы Гальванические элементы 1.11-14 гальванические элементы

Скорость движения снаряда, м/сек 0,1 ... 8 0,1 ... 8 0,1 ... 8

Максимальный потребляемый ток мА 20 нет данных нет данных

Среднее время непрерывной работы от внугрен. источника питания, час 240 240 8

Количество рабочих диапазонов 2 3 нет данных

Длина кабеля в удлинит, барабане, м 12 10 13

Температура окружающей среды, град. С -40...+50 -40...+50 нет данных

Габаритные размеры, мм 60x140x140 90x110x160 340x225x70

Масса всего комплекта, кг, не более 3 нет данных 5

Возможность питания от аккумулятора автомобиля 12 В и 24 В нет нет

В отличие от аналогичного прибора с такими же функциями, выпускаемого ОАО «ЦТД «Диаскан», прибор «Сенсор» позволяет вести контроль за снарядом на расстоянии до 2500 м. Это позволяет более длительное время контролировать движение скребков при очистке нефтепроводов и их подводных переходов.

Если же не удается избежать остановки (застревания) скребка при очистке и происходит блокировка нефтепровода, то во избежание разгерметизации нефтепровода и срывов планов по поставке нефти необходимо как можно быстрее определить место застревания. Многие из известных методов и технических средств на практике не отвечают требованиям по точности определения места застревания скребков, времени непрерывной работы и по дальности приема сигналов передатчика. Эти параметры являются определяющими при разработке прибора (передатчика), монтируемого на движущийся скребок и генерирующего электромагнитные волны низкой частоты для определения мест застревания скребков, а также приемника, которым обнаруживаются сигналы передатчика при поиске застрявшего скребка. При этом, также как и при разработке устройства контроля за движением снаряда по акустическим сигналам, возникают проблемы выбора частоты и мощности передающего электромагнитные волны устройства и необходимого коэффициента усиления приёмника. Для этого необходимо знать харак-

тер затухания электромагнитных волн, проходящего от передающего устройства, помещенного в трубу (на скребке), через стенку трубы и грунт.

Если рассматривать прохождение электромагнитных волн через стенку трубопровода, то, как известно, глубина проникновения волн увеличивается с уменьшением частоты. Но с уменьшением частоты увеличиваются габариты и вес передающей антенны. Вдоль трассы трубопровода проходят высоковольтные линии электропередач для питания станций электрохимической защиты. Излучаемые от них электромагнитные волны имеют частоту 50 Гц и являются источником помех для устройств локации застрявших снарядов. Поэтому частота электромагнитных волн передатчика не должна быть близкой к 50 Гц и кратной субгармоникам промышленной частоты.

Автором совместно с Абдулаевым A.A. были проведены исследования прохождения электромагнитных сигналов низких частот через стенку трубы в осевом и радиальном направлениях и затухание электромагнитных сигналов в самой трубе в осевом направлении. На рисунке 5 приведены схемы экспериментальных установок. Для этого использовалась труба (материал 17ГС) диаметром 219 мм и толщиной стенки 9 мм. В первом случае (А) передающая антенна, представляющая собой охватывающую катушку индуктивности, «одевалась» на трубу, а приемная антенна устанавливалась параллельно оси передающей антенны и последовательно смещалась от поверхности трубы в сторону, перпендикулярную осям антенн. Во втором случае (Б) передающая антенна помещалась в трубу, а приемная устанавливалась параллельно оси передающей антенны и смещалась от поверхности трубы в сторону, перпендикулярную осям антенн.

1 Y X V ' (—1—- ^ 1 Г

(А) (Б)

Рисунок 5 - Схемы экспериментальных установок (на передающей антенне в 12В) Здесь: X - расстояние от передатчика до приемной антенны; У - расстояние, на которое смещена приемная антенна в сторону относительно передающей антенны; V - вольтметр.

Результаты экспериментов (по схеме установки А) представлены в виде зависимости амплитуды сигнала наводимых в приемной антенне электромагнитных волн передатчика от расстояния до приемной антенны (рисунок 6). Видно, что значительное увеличение амплитуды сигнала (более 2000 мВ) начинается с расстояния между передающей и приемной антеннами.

Таким образом, был выявлен характер затухания электромагнитных волн, установлена зависимость затухания амплитуды сигнала в приемной антенне от расстояния между

передающей и приемной антеннами. Амплитуда сигнала в приемной антенне интенсивно затухает при увеличении расстояния от передатчика до приемной антенны, а также при увеличении расстояния от передающей антенны до центра приемной. Определено, что оптимальной, «защищенной» от промышленных и других помех частотой электромагнитных волн, способных проникать через трубопровод на максимальное (3 ... 8 м) расстояние, является частота 13 Гц.

N N -♦-при Y=500 мм -•"при Y=1000mm —ir-iTOH Y=1500mm

"■5 при при при Y* Y-Y" 200С 250С ЗОСК мм мм мм

л

-

з 88§gggg§jggggggggggggggg

MnmtJliOSiiiO-NWV'ftit-MÄiS« (NÄ ^ — —— — —— rj гч гч <ч

Расстояние от оси тр>бы до оси приемной антенны, мм

Рисунок 6 - Зависимость амплитуды сигнала в приемной антенне от расстояния между передающей и приемными антеннами (Шит на передающей антенне 12 В)

На основании результатов экспериментальных исследований затухания электромагнитных волн от расстояния между передающей и приемными антеннами автором совместно с Абдулаевым A.A. и Кунафиным Р.Н. разработано устройство (прибор «Поиск-МП», патент РФ № 2110729) для локации (определения) места застревания внутритруб-ных снарядов.

В этой же главе изложена технология поиска места остановки снаряда с помощью прибора «Поиск-МП», передатчик которого устанавливается на внутритрубном снаряде и генерирует электромагнитные волны частотой 13 Гц. Внешний вид прибора приведен на рисунке 7.

Аналогичные приборы разработаны и за рубежом («Pig Location System» фирмы Pipetronix, «Pig Location System» фирмы H. Rozen Eng.), а в России ОАО ЦТД «Диаскан» разработал передатчик «Трансмиттер для скребка» и приемник «Низкочастотный локатор», характеристики которых приведены в таблице 2. Сравнительная оценка технических характеристик прибора «Поиск-МП» с прибором ОАО ЦТД «Диаскан» и зарубеж ными аналогами показывает, что «Поиск-МП» не уступает аналогам, а превосходит их по таким параметрам, как: время непрерывной работы передатчика (до 650 ч); прием

Рисунок 7 - Общий вид прибора «Поиск-МП» сигнала передатчика антенной приемника через стенку трубопровода (на расстоянии до 6м); источник питания - перезаряжаемые герметичные аккумуляторы (исключает эксплуатационные расходы на гальванические элементы); наличие программируемого времени задержки включения передатчика (0, 1, 2, 3 и 4 суток), необходимая при очистке трубопроводов, где пропуск скребков производится с остановками перекачки из-за недостаточного количества нефти (от промыслов до нефтепромыслового коллектора или до магистрального нефтепровода), а также тогда, когда необходима экономия энергии передатчика.

Таблица 2 - Сравнительные технические характеристики приборов для определения местонахождения снарядов

Параметры и технические характеристики Pig Location System (Pi-petronix, ФРГ) Pig Location System (H.Rozen Eng., ФРГ) Передатчик для скребка (ОАО «ЩД Диаскан») Поиск-МП (УГНТУ, Россия)

1 2 3 4 5

Физический принцип действия Электромагнитный Электромагнитный Электромагнитный Электромагнитный

Для трубопровода диаметром, мм 75 и более 100 и более • -здё*9Ш игерк-

Время ; передатчика, час '00®,1фЩ1$ ШЙЙ

Прием сигналов передатчика при толщине стенки трубы, мм Данные отсутствуют Данные отсутствуют 15 16

¥дй®яе' ЩЩШ "Щ' -«вжеи^ве^ййемб. м" '^тшЖ

Программируемое задержки вюэдяен^эе» > т~if:\ ¿£¿£2.3,4 ' ■bsfr^ . ГУ* »S/lSf

Точность определения места застревания скребка, м +/- 0,5 +/-0,2 Данные отсутствуют +/- 0,5

Продолжение таблицы 2

1 2 3 4 5

Представление информации Дисплей жидкокристаллический Дисплей жидкокристаллический ЬшРфЩф. - Дисплей жидкокри-сшмиче-ский

Наличие внутренней памяти Да Да ' " Нет

йе*©1«ий Щпётя ш ^ а^щ1 1 к л л ^ * -V ** >: XV ^ . г ЩШт^шШф-". тштшш* {..^шймшм,.,,

Максимальная скорость движения снаряда с прибором, м/с Данные отсутствуют Данные отсутствуют Данные отсутствуют 4

Давление перекачиваемого продукта, МПа 10 12 10 8

Температура перекачиваемой среды, °С Данные отсутствуют 0 ..+70 -40...+50 -40..+60

Шатйяййг1-'. У I ^ЩЩт" ■ "Ший 'жттт 'Ч.ШчР^ 190x540 (дая

Рабочая среда нефть, нефтепродукты, газ, вода Нефть, нефтепродукты, газ, вода Нефть, нефтепродукты нефть, нефтепродукты, газ, вода

Таким образом, проведенные исследования АЧХ шумов движения снарядов в нефтепроводе и зависимости затухания электромагнитных сигналов передающего устройства от расстояния между антеннами позволили выбрать оптимальный диапазон частот шумов движения снаряда, распространяющихся на максимальное расстояние, и разработать технологию и техническое средство контроля движения снаряда по трубопроводу («Сенсор», патент РФ № 2137977), а также установить «защищенную» от промышленных помех частоту генерации электромагнитных волн передатчика, способных проникать через стенку трубопровода на максимальное расстояние, и разработать технологию и устройство для определения места застревания снаряда в трубопроводе («Поиск-МП», патент РФ №2110729).

Применение разработанной технологии поэтапной очистки (гл. 2), очистных устройств повышенной проходимости совместно с приборами «Сенсор» и «Поиск-МП» позволяет снизить аварийность и обеспечить безопасность нефтепроводов при очистке и внутритрубной диагностике. От внедрения этих приборов за 1993-2000 гг. получен экономический эффект в сумме более 7 млн. рублей.

Четвертая глава посвящена экспериментальным исследованиям дефектов геометрии труб, выбору информативных параметров дефектов, определению взаимосвязи технологического режима обследования (скорости движения прибора) и конструктивных

18

параметров внутритрубного прибора (датчиками дефектов являются механические щупы), разработке технологии и устройства обследования дефектов геометрии нефтепроводов с помощью внутритрубных приборов повышенной проходимости.

Определены (сведены в таблицу 3) и выбраны общие для всех дефектов гео-метрии труб информативные параметры для разработки средства диагностирования и алгоритма его работы. Из таблицы 3 видно, что дефекты геометрии труб имеют такие основные линейные размеры: высота (отклонение радиуса трубы на месте образования дефекта), длина и ширина дефекта. Совокупность указанных информативных параметров описывает состояние отдельного дефектного участка нефтепровода в трехмерном пространстве значений параметров ±АЯь а , Ь. Параметры ±ЛЯ„ а и Ь имеют непосредственную корреляционную связь между собой. Если измерять только отклонение радиуса обследуемой трубы от номинального и, если технически возможно с наперед заданным шагом дискретности осуществлять регистрацию величины отклонения ±АК, по всему периметру трубы и по всей длине обследуемого участка нефтепровода или подводного перехода, то для каждого отдельного дефекта полученные результаты будут представлять двумерный массив данных, из которого можно определить как длину, так и ширину дефекта.

Таблица 3 - Информативные параметры дефектов геометрии трубопроводов

Информативные параметры Дефекты геометрии труб нефтепроводов Изменение радиуса трубы Высота (глубина) дефекта Длина дефекта по основанию (по образующей трубы) Ширина дефекта по основанию (по образующей трубы) Диаметр условной окружности дефекта (по основанию) Угол излома оси трубы на месте дефекта Разность диаметров трубы, измеренных во взаимоперпендикулярных направлениях

Гофры +АЯ, ±ДЯПИх а Ь - 7

Вмятины -АК, а Ь Лши - 1-дяи

Выпуклости + ЛЯ, А Ятах а Ь ^вып - А Ятш

Забоины -А Я, а Ь <1,аб -

Овальности ±АЯ, 1

Поворот трубы ±АЯ, I Г

Если в качестве диагностической информации о дефекте при обследовании нефтепровода будет получен массив данных, то при последующей его расшифровке можно построить в графическом виде и оценить объемную форму дефекта, по которой распознает-

ся вид дефекта геометрии, оценивается степень его опасности, а на основе полученных данных по известным методам расчета прогнозируется его остаточный ресурс и уровень безопасности при эксплуатации.

При проведении обследования трубопровода во время движения прибора со скоростью, превышающей какую-то величину, конец датчика (механического щупа) при измерении высоты гофры, выпуклости может из-за инерционности щупов какое-то время не соприкасаться с внутренней поверхностью трубопровода, т.е. существует вероятность "проскока" вершины гофры. В этих условиях невозможно замерить действительную высоту гофры. Автором найден оптимум (2) допустимой скорости движения профилемера, при которой датчик замерит полную высоту дефекта, постоянно соприкасаясь с внутренней стенкой трубопровода.

VJ K cb>- sin>0 1 mi

3

где т- масса щупа, / - длина щупа, с, b, sin (p¡, - конструктивные параметры прибора; К -коэффициент, учитывающий соотношение линейных размеров дефекта геометрии сечения трубы, диаметр трубопровода и контейнер диагностического прибора, а также длину механического щупа. Эта зависимость позволяет определить допустимую скорость движения прибора при диагностировании дефектов геометрии в зависимости от принятых конструктивных параметров поисковой системы прибора для трубопроводов разного диаметра. С целью проверки теоретических исследований были проведены эксперименты на стенде с применением макета прибора, в измерительном блоке которого использованы механические датчики. Стенд (рисунок 8) - негерметичный участок трубопровода диаметром 820 мм, длиной 31 м, имеющий зону с вмонтированными искусственными дефектами геометрии, имитирующими среднестатистические вмятины и гофры высотой от 5 до 60 мм. С помощью макета при различных скоростях протяжки определялась высота дефектов. Основными факторами, влияющими на измеряемый параметр в эксперименте, явились скорость протяжки макета по стенду, линейные размеры искусственных дефектов, их вид и форма. Области определения каждого из приведенных факторов приняты дискретными.

Размеры, вид и форма искусственных дефектов геометрии соответствовали среднестатистическим выявленным на нефтепроводах дефектам. Результатом обработки экспериментов явились графические зависимости величины сигнала датчика дефекта от скорости прогона макета по стенду и от размеров и формы искусственных дефектов (на рисунке 9 - для вмятины высотой 20 мм и длиной 80 мм).

Рисунок 8 - Схема экспериментального стенда.

1 - труба диаметром 820 мм; 2 - макет профилемера; 3 - механические щупы; 4 - канат; 5 - электродвигатель; 6 - редуктор; 7 - сменный барабан; 8 - магнитный пускатель; 9 -персональный компьютер; 10 - контрольный кабель.

Скозост. = 1

Д м/с

о

S «

I "

о

3

m

о о

1 Си ОрО( ть = l,7i l/c

1

Ско] юст| = 2 1 м/ ;

"-Г IVMTI

Ско юсть = 2

,7 м/

тйТг

0 20 40 60 80 100

Длина дефекта по основанию, мм

Рисунок 9 - Вмятина: а - 80 мм; Л - 20 мм

геометрические размеры дефекта, полученные экспериментальным путем с учетом погрешности измерения;

фактическое геометрические размеры дефекта, параллельные оси трубы

Анализ графических зависимостей величины сигнала при различных размерах вмятин и в зависимости от скорости движения макета показывает, что при скорости в

диапазоне 1,1 ...1,7 м/с погрешность измерения находится в пределах допустимых значений. Сравнение расчетного значения допустимой скорости движения прибора и скорости движения макета, при которой погрешность определения размеров дефектов удовлетворяет техническим требованиям, показывает, что расчетная скорость и скорость, определенная экспериментальным путем, при тех же значениях конструктивных параметров макета (прибора), сопоставимы и сравнимы друг с другом. Расчеты показывают, что допустимое значение скорости движения прибора при величине принятых конструктивных параметров поисковой части прибора должно быть в диапазоне 1,1... 1,7 м/с. Поэтому такая скорость движения профилемера должна быть принята как одно из основных условий технологического режима перекачки при обследовании геометрии труб нефтепроводов.

На основе полученных теоретических и экспериментальных исследований автором совместно с Кунафиным Р.Н. разработана технология и устройство повышенной (по сравнению с зарубежными профилемерами) проходимости «Реуд» (АС № 1768941, патенты РФ № 2084757, 2088839, 2148205) для измерения параметров и определения местонахождения дефектов геометрии.

Проходимость профилемера «Реуд» не менее 40% о г диаметра трубопровода. Прибор «Реуд» позволяет пройти через сужения и определить местонахождение выступающего вовнутрь дефекта там, где не может пройти импортные дорогостоящие диагностические снаряды. На рисунке 10 приведен прибор «Реуд-300», а технические характеристики приведены в таблице 4. Технология обследования предусматривает запуск приборов "Реуд" из камеры пуска очистных устройств. Перемещаясь вместе с потоком перекачиваемого продукта по трубопроводу прибор регистрирует дефекты геометрии. Обработка диагностической информации осуществляется после обследования с применением персонального компьютера.

Рисунок 10 -Внутритрубный профилемер «Реуд-300»

Таблица 4 - Основные технические характеристики приборов "Реуд"

Наименование технических характеристик Реуд-300 Реуд-500

Диаметр трубопровода, мм 325 377 426 530 720 820

Габаритные размеры: диаметр манжет х общая длина, мм 335х 1230 387х 1230 435х 1230 540х 1030 735х 1740 835х 1780

Масса не более, кг 70 75 80 110 170 200

Минимальный допустимый диаметр сечения трубопровода (в % от наружного диаметра Б) 70 65 60 60 55 55

Высота регистрируемых дефектов (в % от О) Ц. 35 8..37 8..39 5...38 5...40 5...45

Количество секций 3 2

Минимальный допустимый радиус поворота трубопровода (Он) 2

Дальность обследования трубопровода за один пропуск- не менее, км 400

Тип запоминающего устройства Электронная память (флэш)

Время непрерывной работы не менее, ч 170

Максимальное давление среды, МПа 8

Точност ь определения местонахождения дефектов, м ±2

Скорость движения при обследовании, м/с 0,5...4,0

Сравнительная оценка характеристик профилемера «Реуд-300» и зарубежных аналогов (CalScan, Electronic Geometiy Pig, Kaliper) показывает, что «Реуд» по многим параметрам не уступает аналогам, а по некоторым и превосходит их. Так, например, такие параметры, как протяженность обследуемого участка нефтепровода за один запуск прибора, температура перекачиваемого продукта, в которой может работать прибор, производительность по обследованию, одинаковы или отличаются друг от друга незначительно. Минимальный радиус изгиба трубы, преодолеваемый прибором, и проходимость через сужения и препятствия позволяют провести обследование «сложных» нефтепроводов (с точки зрения проходимости внутритрубных приборов). Внутритрубный прибор «Реуд» позволяет с высокой достоверностью измерить линейные размеры дефектов геометрии. На основе полученных данных по известным методам расчета можно определить остаточный ресурс нефтепровода и уровень его безопасности.

Результаты обследований нефтепроводов в ОАО «Приволжскнефтепровод» и «ЛУКОИЛ-Пермнефть» позволили выявить недопустимые при эксплуа1ации дефекты строительства и ремонта, превышающие по высоте 30 % от наружного диаметра трубопровода. При этом достигнуто существенное повышение произвотелыюсти труда, снижение затрат на поиск таких дефектов, предупреждение отказов нефтепроводов и получен экономический эффект в сумме 1240,2 тыс. руб.

Таким образом, исследованные в данной главе информативные параметры дефектов геометрии труб нефтепроводов и установленная зависимость допустимой скорости движения устройства для выявления дефектов геометрии труб от его конструктивных

параметров позволили разработать методику определения оптимальной скорости движения внутритрубных диагностических устройств, позволяющая с высокой достоверностью определять размеры дефектов геометрии при обследовании нефтепроводов. Для реализации этой методики разработаны технология и техническое средство, позволившие обследовать ранее неконтролепригодные нефтепроводы диаметром от 325 до 820 мм.

Пятая глава посвящена методологии обеспечения безопасной эксплуатации подводных переходов (1111) нефтепроводов, включающей разработку методики и технологии комплексного обследования технического состояния ПП нефтепроводов с помощью автономных и протягиваемых с помощью кабеля скважинных диагностических приборов. Известны методы диагностики ПП наружным и внутритрубным обследованием. Контролируемые параметры, существующие способы и методы контроля, результаты обследования ПП при наружном и внутритрубном обследовании приведены в таблице 5.

Основными этапами подготовки и обследования ПП с помощью только внутритрубных средств технической диагностики являются:

1 этап - очистка внутренней поверхности ПП от АСПО, электродов и окалины с помощью очистных устройств.

2 этап - определение минимальной проходимости трубы ПП снарядом-калибром для определения возможности пропуска профилемеров.

3 этап - диагностика геометрии трубы ПП профилемерами (технические характеристики приведены в главе 4).

4 этап - диагностика стенки трубы ПП дефектоскопами (характеристики приведены в главе 5).

5 этап - определение фактического планового и высотного положения подводного трубопровода путем пропуска специальных внутритрубных приборов.

Протяженность подводных переходов составляет от нескольких сот метров до нескольких километров и стоимость обследования таких коротких участков трубопровода дорогостоящими дефектоскопами в 4...6 раз больше, чем стоимость обследования, например, 100 км участка трубопровода. Так, стоимость обследования ПП нефтепровода диаметром 325 мм через р. Кама (3800 м) в АНК "Башнефть" в 1996 г. по предложению фирмы Pipetronix (Германия) ультразвуковым дефектоскопом UltraScan-WM составляла около 12 500 долларов США на 1 километр, тогда как удельная стоимость обследования одного км 150 километрового участка нефтепровода составляет около 3000 долларов США, то есть обследование таких коротких участков трубопроводов, как ПП, импортными внутритрубными дефектоскопами экономически не выгодно.

Таблица 5 - Контролируемые параметры, способы и методы контроля, результаты обследования ПП

Наименование контролируемых параметров Существующие способы и методы контроля Результаты обследования (что определяется)

Определение планово-высотного положения (*, **) -наружный; -визуально-оптический; -водолазное обследование -координаты трассы, -толщина слоя грунта над трубопроводом; -длина провиса (**); -предельно допустимое давление для размытых и провисших участков

Определение состояния изоляционного покрытия (*) -визуально в шурфах; -приборный; -статистические -толщина изоляции; -наличие повреждения изоляции

Выявление отклонений геометрии трубы (**) - внутритрубное обследование (профилемером) -размеры гофр, вмятин, овальности

Герме! ичность и целостность трубопровода(*) -комбинированный (ультразвуковой и вибрационный с помощью сейсмодатчиков на трубе ПП) -давление; -аварийный порыв трубы; -наличие утечек из ПП

Определение плановых и | глубинных деформаций реки в районе перехода (*) -статистические данные; -приборный, геодезический и аналитический расчет - возможный профиль размыва

Определение состояния сооружений защиты берегов (*) -визуальный, приборный; -водолазное обследование -рельеф берегоукрепительных сооружений; - их состояние

Примечания

* - при наружном обследовании ПП,

** - при обследовании ПП с применением внутритрубных средств технической диагностики

Альтернативной методикой и технологией обследования коротких участков ПП трубопроводов является впервые предложенная совместно с Маломожновым A.M. методика комплексного диагностирования технического состояния и технология обследования ПП с помощью внутритрубных и протягиваемых на кабеле скважинных диагностических приборов. Эта методика и технология впервые на практике были использованы при обследовании ПП нефтепроводов диаметром 325 и 273 мм через р. Кама соответственно в АНК «Башнефть» в 1996-97 гг. и в ОАО «Удмуртнефть» - в 2000 г.

Анализируя функциональные возможности скважинных диагностических приборов, используемых при обследовании скважин, и на основании проведенных экспериментальных исследований на действующих ПП трубопроводов нами было установлено, что скважинные приборы можно адаптировать и применить для обследования участков горизонтальных трубопроводов протяженностью до 5000 м. По предложенной методике при незначительных конструктивных доработках этих приборов контролируются следующие параметры стенки ПП:

1 Отклонения геометрии трубы ПП (гофры, вмятины, овальность).

2 Фактическое пространственное (высотно-плановое) положение ГШ.

3 Плотность вещества, находящегося за трубой ПП, характеризующая наличие или отсутствие размытых (оголенных) участков трубы перехода.

4 Толщина стенки трубы ПП (коррозионные повреждения, расслоения).

5 Общее коррозионное состояние внутренней поверхности трубы ПП.

Основными этапами технологии обследования ПП трубопроводов автономными и

протягиваемыми кабелем скважинными диагностическими приборами являются:

1 этап - очистка внутренней поверхности ПП трубопровода от АСПО, электродов и окалины с помощью очистных устройств.

2 этап - определение минимального проходного сечения трубы ПП снарядом-калибром с мерными калибровочными дисками.

3 этап - получение информации о геометрии трубы профилемером. *

Методика и технология комплексного обследования стенки трубы ПП предусматривает далее использование скважинных диагностических приборов, протягиваемых на

кабеле.

4 этап - протягивание геофизического каротажного кабеля внутри ПП трубопровода.

5 этап - определение пространственного положения ПП с помощью магнитометрического или гироскопического инклинометра.

6 этап - определение плотности (наличия) грунта вокруг трубы и усредненной толщины стенки трубы ПП с помощью скважинного гамма-гамма дефектоскопа.

7 этап - определение общего коррозионного состояния трубы ПП с помощью ультразвукового скважинного прибора.

Особенностью (новизной) в методике и технологии обследования ПП трубопровода с помощью внутритрубных и скважинных диагностических приборов является применение при обследовании горизонтального ПП трубопровода геофизической исследовательской аппаратуры, перемещаемых в ПП трубопровода протягиванием каротажного • кабеля. При этом достигается постоянная скорость перемещения измерительных приборов внутри трубопровода, при котором устраняется их неравномерное (скачкообразное)

*

движение и достигается более высокая степень достоверности диагностической информации о подводном переходе. Повторным обследованием (сканированием) уточняются измеренные параметры ПП. Достигается более высокая точность определения местонахождения выявленных дефектов по сравнению с точностью определения места дефекта с помощью одометров (во внутритрубных дефектоскопах), так как местонахождение дефекта по этой методике определяется по длине «уходящего» в ПП трубопровода каротажного кабеля.

Методика предусматривает соединение скважинных исследовательских приборов с кабелями приемников, расположенных на противоположных берегах реки. При аварийной остановке приборов в ПП трубопровода включается привод приемника, выполняющего функцию грузонесущего, и прибор вытягивается обратно. При успешном проходе прибор возвращается обратно и обследование повторяется. При проведении исследований к приборам соединяются каротажные кабели с приемников, расположенных на противоположных берегах реки. Протягивая приборы от камеры пуска до камеры приема и обратно, осуществляется обследование ПП нефтепровода (рисунок 11). Регистрация и обработка диагностической информации осуществляется компьютером каротажной лаборатории по разработанным программам обработки данных, применяемым при обследовании скважин.

Рисунок 11 - Обследование подводного перехода с помощью автономных и скважинных диагностических приборов

1 - подводный переход; 2 - камера пуска и приема скребка; 3 - каротажные станции; 4 -кабель; 5 - ролики натяжные; 6 - скважинный прибор; 7 - IBM PC Для проверки предложенной методики и технологии были проведены натурные

испытания на ПП действующего нефтепровода «Вятка - Ашит». Контролируемые параметры, методы контроля и результаты обследования ПП нефтепровода по изложенной методике обследования внутритрубными и скважинными диагностическими приборами приведены в таблице 6.

Таблица 6 - Контролируемые параметры и методы контроля ПП

Наименование контролируемых параметров Способы и методы контроля Результаты обследования (что определяется)

1 2 3

Отклонения геометрии трубы Внутритрубное обследование (профилемером) -размеры гофр, вмятин, выпуклостей; -разность диаметра труб (овальность)

Фактическое высотное и плановое положение Внутритрубное обследование скважинным диагностическим прибором - магнитометрическим инклинометром ИМММ 73-120/60У) -координаты трассы

Продолжение таблицы 6

1 2 3

Толщина стенки трубы ПП Внутритрубное обследование скважинным диагностическим прибором - ЦМ8-12 (у7 - дефектоскопом) -коррозионные повреждения внутренней и наружной стенки трубы, царапины, зазубрины, задиры, расслоения

Плотность (наличие) грунта вокруг трубы ПП Внутритрубное обследование скважинным диагностическим прибором - ЦМ8-12 (уу - дефектоскопом) - плотность грунта

Общее коррозионное состояние внутренней поверхности трубы ПП Внутритрубное обследование скважинным диагностическим прибором - САТ-4М -коррозионные повреждения

1 Определение отклонений геометрии трубы

Технология и технические средства диагностирования дефектов геометрии нефтепроводов подробно изложены в главе 4 диссертации.

2 Определение пространственного (высотного и планового) положения ПП трубопровода.

Для определения пространственного положения ПП нефтепровода было проведено три замера модернизированным инклинометром ИМММ73-120/60. Максимальное расхождение величины зенитного угла при повторных исследованиях составило 0,45 градуса, среднеквадратичное отклонение - по 0,17 1-радуса, систематическое расхождение между замерами - не более 0,02 градуса. Так как величина систематического расхождения между замерами по абсолютной величине не превышает 0,02 градуса, необходимо оценивать только случайную составляющую погрешности измерения. Требуемая при проведении маркшейдерских и геофизических работ (в нашем случае - при эксплуатации и ремонте ПП трубопроводов) величина среднеквадратической погрешности измерения промеров глубины не должна превышать 1,5 мм в масштабе создаваемого плана. Таким образом, погрешность определения глубины не должна превышать 0,30 м. Полученная оценка погрешности измерения зенитного угла позволила с большой точностью оценить погрешность расчетной глубины залегания трубопровода.

3 Определение толщины стенки трубы и плотности грунта за трубой ПП.

Прибор ЦМ (8-12)" обеспечивает регистрацию интенсивностей рассеянного гамма-излучения от коллимированного источника Цезий-137. Регистрируемые в процессе движения прибора внутри ПП нефтепровода интенсивности по детекторам большого и малого зондов функционально связаны с плотностью среды, в которой размещен трубопровод, толщиной стенки стальной трубы против данного детектора и рядом других факторов, которые учитываются при эталонировании прибора в модели трубопровода с известной конструкцией.

По результатам регистрации и обработки данных измерений плотность среды в затрубном пространстве находилась в пределах от 1,5 до 2,2 г/см3, что значительно выше плотности воды. Это свидетельствует о том, что подводная часть нефтепровода нигде не размыта, т.е. дюкер не оголен. Толщина стенки трубы в подводной части нефтепровода находится в пределах от 8,0 до 9,0 мм. Такие значения толщины стенки дюкера свидетельствуют об отсутствии значительных коррозионных повреждений или иных дефектов в трубе ПП нефтепровода. Шаг квантования по длине трубы выбирался исходя из требований детализации решения задачи и составил от 0,1 до 1 м.

4 Определение общего коррозионного состояния внутренней поверхности.

При сканировании внутренней стенки трубы ультразвуковым микропрофилеме-ром-дефектоскопом САТ-4М, информативными параметрами, характеризующими профиль трубы и состояние ее поверхности, являются время прихода отраженного импульса и его амплитуда. Для повышения точности результатов контроля совокупность измеренной информации подвергалась математической корректировке, которая исключает влияние на нее расцентровки и «проседания» прибора с акустическим преобразователем.

Сравнение результатов натурных испытаний по предложенной методике и технологии не показали расхождений с результатами измерений этих параметров другими, традиционными методами (с результатами водолазного обследования, эхолотами и гидролокаторами бокового обзора и др.).

Таким образом, предложена подтвержденная натурными экспериментальными исследованиями методика и технология определения таких ранее не контролировавшихся внутритрубными приборами параметров ПП трубопровода, как высотно-плановое положение трубы и плотность грунта (оголение) вокруг нее с помощью скважинных диагностических приборов. Предложенные методика и технология позволяют выявить размытые участки ПП трубопроводов, определить перемещение оси дюкера по сравнению с проектной. Полученная по этой методике диагностическая информация позволяет рассчитать напряженно-деформированное состояние перехода и разработать мероприятия по обеспечению требуемого уровня безопасности подводных переходов нефтепроводов.

Разработанные методика и технология обследования позволили на практике провести комплексное обследование ПП нефтепроводов в ОАО АНК «Башнефть» и ОАО «Удмуртнефть» через р. Кама. При этом достигнуто существенное снижение затрат на обследование ПП, предупреждение аварий подводных переходов нефтепроводов и получен экономический эффект в сумме 701,6 тыс. руб.

Шестая глава посвящена исследованиям с целью определения величин и координат утечки нефти путем сравнения расходов и определению оптимальных параметров распознавания негерметичности нефтепроводов, разработке технологии и технического средства непрерывного контроля герметичности подводных переходов нефтепроводов.

Рассматривая возможности метода контроля за утечкой нефти по изменению расхода в нефтепроводе протяженностью Ь с числом нефтеперекачивающих станций Ы, по которому ведется перекачка с расходом <20, на основании уравнения баланса напоров до и после возникновения утечки получено выражение для определения координаты утечки нефти по результатам замера расхода с начала участка нефтепровода:

V

1 I «

1

лЛ~т (\ ж1-т \

Хн -U-0» )

Vй-Хнт

i v

(3)

где hn - подпор в начале участка; А,, В, - коэффициенты напорной характеристики /-й нефтеперекачивающей станции; х — расстояние от головной нефтеперекачивающей станции до места утечки; AZ - разность геодезических отметок конца и начала трубопровода; h0cm - остаточный напор в конце трубопровода; Nj - число станций до места утечки; tp -

„-&-Я.

величина относительной утечки V ~ Z > q - расход утечки; /- гидравлическии ук-

iil

vm в

лон при единичном расходе f - Р ,_т ; W, = — - соотношение крутизны напорной

lj JL

характеристики i-й насосной станции и линейной части; X = ~ - относительное удаление места утечки от начала трубопровода, Хн ~~ ' увеличение производительности пе-

Qo

рекачки после возникновения утечки. Повторяя вывод, также получено выражение для определения координаты утечки по результатам замера расхода на конечном пункте, в котором вместо

Хи = — будет Хк' изменение производительности перекачки на конечном пункте Qo

нефтепровода.

Чем короче эксплуатационный участок, тем точнее может быть зафиксирована утечка нефти. При оценке «чувствительности» методики на реальном нефтепроводе «Каменный Лог - Пермь» результаты расчетов показали, что при контроле за утечками нефти в начальном пункте фиксируемая относительная утечка нефти находится в интервале 0,955-0,997, т.е. составляет 0,3-1,5% от общего расхода в трубопроводе. При контроле герметичности системы в конечном пункте фиксируемая относительная утечка нефти составляет 0,998-0,996, то есть равна 0,2-0,4% от общего расхода. Для рассчитанных режимов, где расход меняется от 402 до 529 м3/ч, минимальная фиксируемая утечка нефти при контроле с конца трубопровода составляет 0,8.. .2,1 м3/ч.

На основании проведенного анализа методов статического и динамического контроля утечки и определения ее местонахождения установлено, что наиболее приемле-

мым для разработки системы непрерывного контроля герметичности и целостности коротких участков нефтепроводов, например, подводных переходов, удовлетворяющим техническим требованиям, является акустический метод контроля, который может быть принят для создания системы контроля герметичности ТТЛ нефтепроводов. В связи этим были решены следующие задачи исследований: анализ известных исследований частотного спектра акустических шумов утечки (например, в лаборатории фирмы «Shell» и другие) и исследование шумов при внезапном разрушении трубопровода; исследования по выбору чувствительности и рабочей частоты акустического тракта системы контроля; экспериментальное исследование макетного образца системы постоянного контроля герметичности и целостности 111 1.

В лаборатории фирмы «Shell» были проведены экспериментальные исследования акустических шумов истечения трансформаторного масла из трубопровода с жидкостью при наличии с внешней стороны сильно демпфирующих факторов. Из этих экспериментов видно, что на частоте 29...32 и 38...42 кГц имеется характерный подъем характеристики шумов утечки. При этом амплитуда сигнала с гидрофона составляет не менее 40 мкВ. Амплитуда сигнала в диапазоне частот 38...42 кГц составляет около 50 мкВ. А в диапазоне частот от 18...20 до 40...42 кГц амплитуда сигнала с гидрофона составляет не менее 30 мкВ.

В имеющихся на сегодняшний день системах контроля герметичности нефтепроводов в качестве информативного параметра принят узкий диапазон частот шумов. Без корреляции основного сигнала со значениями амплитуды сигналов в других частотных диапазонах достоверно утверждать об имеющейся утечке невозможно из-за случающихся ложных срабатываний. Исходя из изложенного, при разработке системы контроля герметичности, в качестве рабочего диапазона частот был принят диапазон частот от 18...30 до 40...42 кГц. При этом указанный диапазон частот разбит минимум на два, три или четыре отдельных поддиапазона частот, в которых постоянно анализируются значения амплитуды сигналов утечки, производится соответствующая корреляция и только после этого формируется соответствующий управляющий сигнал.

В предложенной системе контроля герметичности ПП трубопроводов на основании результатов исследований лаборатории фирмы «Shell» частота шумов утечки в диапазоне от 38 до 42 кГц выбрана в качестве основной рабочей частоты из общего диапазона анализируемых частот (18...40 кГц). В качестве же дополнительных диапазонов предлагаем принять частотные диапазоны частот 18...20 и 29...31 кГц.

В результате проведенных исследований акустического метода контроля герметичности нефтепроводов, амплитудно-частотных характеристик шумов утечки и шумов при внезапном разрыве нефтепровода разработана система контроля герметичности и целостности ПП трубопроводов - "УНИфон". Информация об аварийном состоянии ПП

трубопровода от системы контроля передается по телеметрической системе или по радиочастотному каналу в диспетчерскую предприятия, эксплуатирующего объект.

Система "УНИфон" отличается тем, что анализируется более широкий спектр акустических колебаний (от низких звуковых до ультразвуковых частот, т.е. от 20 Гц до 40 кГц), возникающих при истечении жидкости под давлением через сквозные коррозионные или трешинообразные повреждения, а также инфранизкий диапазон частот от 20 до 40 Гц - при разрыве трубопровода. Это позволяет увеличить расстояния между датчиками той же чувствительности к минимальной утечке, а также позволяет регистрировать аварийные повреждения, связанные с раскрытием трещин. В состав системы "УНИфон" входят первичные преобразователи, вторичная аппаратура и контрольно-имитационное устройство. Первичные преобразователи системы, представляющие собой сейсмодатчи-ки и пьезокерамические датчики, монтируются на «тело» трубопровода на обоих берегах реки. Вторичная аппаратура размещается на одном из берегов. Пьезокерамические датчики служат для регистрации высокочастотных (ультразвуковых) колебаний (при истечении продукта через сквозные дефекты), а сейсмодатчики - для регистрации низкочастотных колебаний (при разрыве или другом нарушении целостности трубопровода). Использование области нижних и средних частот спектра одновременно позволяет увеличить информативность сигнала. Структурная схема системы "УНИфон" и ситуационный план приведены на рисунках 12 и 13.

Основные технические характеристики системы "УНИфон": рабочий диапазон частот - 20...40000 Гц; расстояние между датчиками - до 400 м; мощность, потребляемая датчиками и вторичной аппаратурой, располагаемой на объекте, - менее 10 Вт; напряжение питания - 220 В, 50 Гц или аккумуляторы с напряжением 12 В; диапазон рабочих температур -40...+60 °С; чувствительность к объему утечки продукта - 50 л/ч и более; перепад давления в трубопроводе с давлением окружающей среды - не менее 10 кг/см2;

Рисунок 12 — Структурная схема системы «УНИфон» 1 - пьезопреобразователь; 2 - сейсмодатчик; 3 - управляемый ключ; 4 - управлямый полосовой фильтр; 5 - микроконтроллер; 6 - приемопередатчик; 7 - двуканальный буферный каскад.

Рисунок 13 - Ситуационный план системы «УНИфон» 1 - датчики; 2 - блок сопровождения; 3 - терминальный контролер;

4, 5 - радиостанция; 6 - модем; 7 - компьютер

точность определения места утечки - ±10 м; режим работы - непрерывный, круглогодичный.

Результаты проведенных экспериментальных и натурных исследований включены в следующие руководящие документы, разработанные с участием автора:

- «Правила по эксплуатации, осуществлению контроля за техническим состоянием и капитальному ремонту подводных переходов нефтепромысловых трубопроводов» и «Правила по проектированию и строительству подводных переходов нефтепромысловых трубопроводов» (согласованы с Башкирским управлением ГТТН РФ и утверждены ОАО АНК «Башнефть»);

- «Инструкция на 1ехнологический процесс обследования подводных переходов трубопроводов с помощью скважинных диагностических приборов» (согласован с Гос-гортехнадзором РФ);

- РД № 39-052-02 «Правила обследования линейной части магистральных нефтепроводов внутритрубными диагностическими приборами» (согласован с Агентством по чрезвычайным ситуациям и утвержден ЗАО «КазТрансОйл» Республики Казахстан);

- «Подводные переходы нефтепромысловых трубопроводов. Правила технической эксплуатации и капитального ремонта» и «Подводные переходы нефтепромысловых трубопроводов. Правила проектирования и строительства» (переданы в Минэнерго РФ для утверждения).

Указанные руководящие документы регламентируют требования по безопасной эксплуатации подводных переходов трубопроводов и определяют методические основы обследования трубопроводов и их подводных переходов.

Основные выводы и рекомендации

1 Впервые разработана методология комплексного обследования технического состояния подводных переходов нефтепроводов с помощью внутритрубных и скважинных

диагностических приборов, обеспечивающая требуемый уровень безопасности при эксплуатации. Предложенные методы и технология обследования подводных переходов с помощью скважинных диагностических приборов позволяют дополнительно определить такие ранее не контролировавшиеся внутритрубными приборами параметры перехода, как высотно-плановое положение и плотность (наличие) фунта вокруг трубы. Получаемые при этом диагностические данные позволяют расчетным методом оценить напряженно-деформированное состояние размытого участка трубопровода, а также разработать мероприятия, направленные на обеспечение безопасности подводных переходов трубопроводов.

2 На основе проведенных стендовых исследований разработаны технология и техническое устройство повышенной проходимости (АС № 1768941, патенты РФ № 2084757, 2088839, 2148205), позволяющие в экспериментально выявленном диапазоне скорости движения (1,1 ...1,7 м/с) обнаружить и измерить параметры дефектов геометрии нефтепровода. Данные о параметрах дефектов геометрии трубопроводов позволяют определить по известным методам расчета его остаточный ресурс и уровень безопасности при эксплуатации.

3 Установлены параметры динамики движения внутритрубных устройств, усовершенствована технология очистки нефтепроводов от отложений и предложены очистные устройства (патент РФ № 2110729, 2176163) для реализации этой технологии. Выявлена зависимость параметров очистных устройств от физико-механических свойств асфаль-тосмолистых и парафиновых отложений, а также эксплуатационных параметров нефтепровода, что позволяет оптимизировать процесс очистки и предотвратить блокировку трубопровода при очистке.

4 На основе экспериментальных исследований установлен «эффективный» диапазон частот шума движения внутритрубных устройств (10...40 Гц), распространяющегося по нефтепроводу на максимальное расстояние. Также на основе экспериментальных исследований установлена «защищенная» от промышленных помех частота электромагнитных волн излучателя (13 Гц), способных проникать через трубопровод на максимальное расстояние. На основе полученных результатов разработаны комплекс технических устройств (прибор «Сенсор» по патенту РФ № 2137977 и приборы «Поиск-МП» и «ОКП» по патенту РФ 2110729) и технология контроля за движением внутритрубных снарядов, позволяющие снизить аварийность и обеспечить безопасность трубопроводов при очистке и диагностике.

5 На основе известных результатов исследований амплитудно-частотных характеристик шумов утечки и шума движения внутритрубных снарядов установлен эффективный частотный диапазон шумов (20 ... 40 Гц), характеризующий разрыв трубопровода под давлением. Разработаны технология и система непрерывного контроля герметично-

сти подводных переходов трубопроводов «УНИфон», позволяющие определить утечки нефти и установить место разрыва трубопроводов. Разработаны методические основы для расчета величины и координаты относительной утечки путем сравнения расходов в нефтепроводе. Предложенные технология и устройство позволяют снизить негативные последствия разгерметизации трубопроводов на подводных переходах.

Научные результаты, полученные в работе, внедрены в практику эксплуатации подводных переходов магистральных и промысловых трубопроводов. Суммарный экономический эффект от внедрения разработок при участии автора за 1993 - 2000 гг. составил более 11 млн. рублей.

Основные результаты работы опубликованы в следующих изданиях научных трудов:

1. Шаммазов A.M., Мугаллимов Ф.М., Нефедова Н.Ф. Подводные переходы магистральных нефтепроводов. - М.: Недра, 2000. - 138 с.

2. Мугаллимов Ф.М. Технология прогрессивной очистки нефтепроводов// Нефтяное хозяйство.- 2000, № 5, С. 63-65.

3. Мугаллимов Ф.М., Калимуллин A.A. Обеспечение безопасной эксплуатации подводных переходов нефтепроводов// Нефтяное хозяйство,- 2002, № 12, С. 113-115.

4. Мугаллимов Ф.М. Анализ причин застреваний и повреждений очистных устройств в трубопроводах// Нефтяное хозяйство. -2000, № 8, С. 71-74.

5. Мугаллимов Ф.М. Контроль герметичности подводных переходов нефтепроводов// Контроль. Диагностика. - 2000, № 5; С. 32-34.

6. Шаммазов A.M., Мугаллимов Ф.М., Кунафин Р.Н., Абдулаев A.A. Систе-ма "УНИфон" для непрерывного контроля герметичности подводных переходов трубопроводов// Известия вузов. Нефть и газ. - Тюмень: 1997, № 3, С.58.

7. Абсалямова В.Ф., Нефедова Н.Ф., Мугаллимов Ф.М. Правила по эксплуа-тации, осуществлению контроля за техническим состоянием и капитальному ремонту подводных переходов нефтепромысловых трубопроводов: Руководящий документ// Нефтяное хозяйство,- 1999, № 8, С. 46-47.

8. Абсалямова В.Ф., Нефедова Н.Ф., Мугаллимов Ф.М. Проектирование и строительство подводных переходов нефтепромысловых трубопроводов: Руково-дящий документ// Нефтяное хозяйство. - 1999, № 12. С. 45-46.

9. Абдулаев A.A., Мугаллимов Ф.М. Оптимизация параметров излучающих и приемных антенн для локаторов электромагнитных волн инфранизких частот// Контроль. Диагностика.- 2000, № 6, С. 29-31.

10. Мугаллимов Ф.М. Обеспечение безопасной эксплуатации подводных переходов нефтепроводов// Обеспечение промышленной безопасности опасных производственных

объектов ТЭК Республики Башкортостан: Доклад на III Республ. науч.-техн. сем. Баш. упр. ГГТН РФ. -Уфа: БУ ГГТН РФ, 2002, С. 86-93.

11. Мугаллимов Ф.М. О выборе информативных параметров контроля труб магистральных трубопроводов при диагностировании дефектов геометрии сечения// НТИС. Транспорт нефти, защита от коррозии и охрана окружающей среды. - М.: ВНИИОЭНГ, 1989, Вып. 9, С. 4-7.

12. Мугаллимов Ф.М. Контроль технического состояния подводных переходов трубопроводов// Проблемы промышленной безопасности в системе магистрального трубопроводного транспорта: Доклад на IX Всероссийском семинаре-совещании руководителей ГГТН РФ. -Уфа: 2001, С. 192-202.

13. Гумеров А.Г., Мугаллимов Ф.М., Исхаков Р.Г., Шумайлов A.C. К вопросу диагностирования дефектов геометрии сечения трубопроводов// НТИС. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти.- М.: ВНИИОЭНГ, 1985, № 9, С.28 - 31.

14. Пат. РФ. Устройство контроля движения очистных и диагностических объектов в трубопроводе/ Ф.М. Мугаллимов, Р.Н. Кунафин, A.A. Абдулаев. -№ 2137977; Опубл. 20.09. 99, Бюлл. № 26.

15. Пат. РФ. Устройство для определения местонахождения очистных и диагностических снарядов/ Ф.М. Мугаллимов, Р.Н. Кунафин, A.A. Абдулаев. -№ 2110729; 10.05. 98, Бюлл. № 13.

16. АС СССР. Устройство для выявления деформированных участков труб и трубопроводов/ Ф.М. Мугаллимов, A.C. Шумайлов, Ю.Д. Анисимов, О.В. Сотский. - № 1768941; Опубл. 15.10.92, Бюлл. № 38.

17. Пат. РФ. Способ выявления и регистрации местонахождения выступающих вовнутрь дефектов и препятствий движению очистных и диагностических средств в трубопроводе и устройство для его осуществления/ Ф.М. Мугаллимов, Р.Н. Кунафин, В.Я. Сабитов. - № 2088839; Опубл. 27.08. 97, Бюлл. 24.

18. Пат. РФ. Устройство для выявления и регистрации местонахождения выступающих внутрь дефектов и препятствий в трубопроводе/ Ф.М. Мугаллимов, Р.Н. Кунафин, P.C. .Янышев. -№ 2148205; Опубл. 27.04 00, Бюлл. 12.

19. Пат. РФ. Устройство для определения местоположения дефектов в трубопроводе/ Р.Н. Кунафин, Ф.М.Мугаллимов -№2084757; Опубл. 20.07.97, Бюлл. № 20.

20. Пат. РФ. Устройство для очистки внутренней поверхности трубопровода/ P.C. .Янышев, Ф.М. Мугаллимов, Р.Н. Кунафин,- № 2176163; Опубл. 27.11. 01, Бюлл. 33.

21. Пат. РФ. Манжета (2 варианта)/ P.C. .Янышев, Р.Н. Кунафин, Ф.М. Мугаллимов -№ 50884 на промышленный образец; Зарегистр. в госуд. реестре пром. образцов РФ от 16.08.02 г.

22. Пат. РФ. Способ перекрытия трубопровода в заданной точке при его ремонте или испытании/ Ф.М. Мугаллимов, Р.Н. Кунафин, Р.С.Янышев. - № 2160407; Опубл. 10.12.00, Бюлл. № 34.

23. Пат. РФ. Устройство контроля расстояния между ковшом экскаватора и поверхностью стенки трубопровода/ A.M. Шаммазов, Ф.М. Мугаллимов, Р.Н. Кунафин, A.A. Абдулаев. -№ 2140493, Опубл. 27.10.99, Бюлл. № 30.

24. Пат. РФ. Устройство для вырезки и удаления дефектных участков действующего трубопровода/ P.C. .Янышев, Ф.М. Мугаллимов,- № 2133400; Опубл. 20.07.99, Бюлл. № 20.

25. Шумайлов A.C., Мугаллимов Ф.М., Анисимов Ю.Д., Голубев С.Л., Сотский О.В. Система автоматизированного диагностирования параметров действующих магистральных трубопроводов// НТИС. Транспорт нефти, защита от коррозии и охрана окружающей среды. - М.: ВНИИОЭНГ, 1989, № 3, С. 5-7.

26. Мугаллимов Ф.М., Гафарова И.З. Математическая модель участка трубопровода, имеющего дефекты геометрии сечения// НТИС. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1992, № 3, С. 1-3.

27. Мугаллимов Ф.М., Каримов И.В. Автоматизация экспериментальных исследований параметров поисковой системы средств технического диагностирования дефектов геометрии сечения труб нефтепроводов// Диагностика и работоспособность магистраль-пых трубопроводов: Сб. науч. тр. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989, С.21-26.

28. Мугаллимов Ф.М. Экспериментальные исследования по определению максимально допустимой скорости движения автономного прибора при диагностировании дефектов геометрии труб нефтепроводов// Тез. докл. школы-семинара по проблемам трубопроводного транспорта. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989, С. 62-63.

29. Мугаллимов Ф.М., Абсалямова В.Ф. Профессиональная пригодность как основа безопасной работы предприятий трубопроводного транспорта// Проблемы промышленной безопасности в системе магистрального трубопроводного транспорта: Докл. на IX Всерос. сем.-совещ. рук. ГТТН РФ,- Уфа: 2001, С. 184-186.

30. Мугаллимов Ф.М., Кунафин Р.Н., Абдулаев A.A. "Поиск" - прибор для определения местонахождения застрявших очистных и диагностических устройств// Неразру-шающий контроль и диагностика: XIV Рос. науч.-техн. конф.: Тез. докл. -М.: Академия народного хозяйства, 1996, С. 474.

31. Мугаллимов Ф.М. Новая технология обследования подводного перехода трубопроводов с помощью автономных и протягиваемых на каротажном кабеле диагностических приборов// Методы кибернетики химико-технологических процессов, (КХТП- V -99): V Междунар. науч. конф.: Тез. докл. - Уфа: УГНТУ, 1999, Т. 2. Кн. 2, С. 26-27.

32. Мугаллимов Ф.М. Выбор рационального алгоритма функционирования автономного прибора и устройства вторичной обработки диагностической информации магистральных трубопроводов// Совершенствование систем управления и эксплуатации магистрального транспорта нефти: Сб. науч. тр. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1988, С. 144 - 149.

33. Мугаллимов Ф.М. Расчет конструктивных параметров поисковой систе-мы автономного прибора для диагностирования дефектов геометрии сечения трубопроводов// Тез. докл. школы-семинара по проблемам трубопроводного транспорта.- Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987, С. 79-80.

34. Мугаллимов Ф.М., Голубев C.JI. Устройство измерения расстояния, пройденного автономным прибором при диагностировании магистральных трубопро-водов// Исследования в области надежности и эффективность эксплуатации магис-тральных нефтепроводов.: Сб. науч. тр. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987, С. 13-15.

35. Мугаллимов Ф.М., Кунафин Р.Н., Мугаллимов И.Ф. Опыт практической работы по диагнстике подводных переходов нефтепроводов через р. Кама (на примере подводного перехода напорного нефтепровода «ДНС-5 - УПН» НГДУ "Сарапулнефть" ОАО "Удмуртнефть")// Обеспечение промышленной безопаснос-ти опасных производственных объектов ТЭК Республики Башкортостан: Докл. на П1 Республ. науч.-техн. сем. Баш. упр. ГТТН РФ. - Уфа: БУ ГГТН РФ, 2002, С. 80-85.

36. Мугаллимов Ф.М. Технологический процесс и опыт диагностирования магистральных нефтепроводов Главтранснефти системой АСДТ// Физические методы и приборы неразрушающего контроля: Тез. докл. X Уральской науч.-техн. конф. - Ижевск: Институт физики металлов УрО АН СССР, 1989, С.110.

37. Мугаллимов Ф.М. Алгоритм поиска и распознавания дефектов геометрии сечения магистральных нефтепроводов//Тез. докл. X Всесоюзной школы-семинара по проблемам трубопроводного транспорта - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987, С. 80-81.

38. Мугаллимов Ф.М. О деятельности Центра диагностики трубопроводных систем УГНТУ// Техническая диагностика, промышленная и экологическая безопасность: II Всерос. науч.-техн. конф.: Тез. докл. - Уфа: 1996, С. 61.

39. Мугаллимов Ф.М., Шумайлов A.C. Автоматизированная система диагностирования стенки магистральных трубопроводов (АСДТ)// Теория и практика разработки и внедрения средств автоматизации и роботизации технологических и производственных процессов: Тез. докл. IV Республ. межотрасл. науч.-техн. конф.- Уфа: Уфимский авиационный институт, 1987, С. 71-72.

40. Мугаллимов Ф.М., Кунафин Р.Н., Абдулаев А.А "Сенсор" - прибор для контроля прохождения средств внутритрубной диагностики и очистных устройств// Неразрушаю-щий контроль и диагностика: XIV Рос. науч.-техн. конф.: Тез. докл. -М.: Академия народного хозяйства, 1996, С. 475.

41. Мугаллимов Ф.М., Никляева Г.А.. Распопова С.Х. Ультразвуковой течеис-катель нефти в действующих трубопроводах// Молодежь и научно-технический прогресс в нефтяной и газовой промышленности: Тез. докл. Всесоюз. конф. молод, уч. и спец.- М.: МИНГ, 1981, С. 168.

42. Мугаллимов Ф.М., Абдулаев A.A., Абсалямова В.Ф. Прибор для определе-ния местонахождения и сопровождения очистных и диагностических устройств в магистральных и промысловых трубопроводах// Техническая диагностика, про-мышленная и экологическая безопасность: И Всерос. науч.-техн. конф.: Тез. докл. -Уфа: 1996, С. 52.

43. Мугаллимов Ф.М., Кунафин Р.Н., Абдулаев A.A. Система «УНИфон» для непрерывного контроля герметичности подводных переходов трубопроводов// Неразрушаю-щий контроль и диагностика: 15-я Рос. науч.-техн. конф.- Тез. докладов. - М.: 1999. - 452 с.

44. Мугаллимов Ф.М., Абдулаев A.A., Кунафин Р.Н. Затухание электромаг-нитных полей инфранизких частот при прохождении через стенки трубопровода// Неразрушаю-щий контроль и диагностика: 15 Рос. науч.-техн. конф.- Тез. докл. - М.: 1999.-452 с.

45. Мугаллимов Ф.М., Кунафин Р.Н., Абдулаев А.А Внутритрубные диагностические приборы "Реуд'7/ Неразрушающий контроль и диагностика: XIV Рос. науч.-техн. конф.-Тсз. докл. - М.: Академия народного хозяйства, 1996, С. 475.

46. Мугаллимов Ф.М., Кунафин Р.Н., Мугаллимов И.Ф., Мугаллимов А.Ф. Опыт практической работы по диагностике подводных переходов нефтепроводов через р. Кама (на примере подводного перехода напорного нефтепровода «ДНС-5 -УПН» НГДУ «Са-рапулнефть» ОАО «Удмуртнефгь»//Трубопроводный транспорт нефти и газа: Докл. на Всерос. науч.-техн. конф. - Уфа: УГНТУ, 2002, С. 64-69.

47. Мугаллимов Ф.М., Кунафин Р.Н. Опыт очистки и подготовки к диагностированию трубопроводов малого диаметра// Техническая диагностика, промышленная и экологическая безопасность: II Всерос. науч.-техн. конф,- Тез. докл. - Уфа: 1996, С. 59.

48. Мугаллимов Ф.М., Шумайлов A.C., Гильмутдинов Р.Г. Подготовка магистральных нефтепроводов для обследования средствами технической диагностики// Надежность, техническое обслуживание и ремонт нефтепроводов: Сб. науч. тр. - Уфа: ВНИ-ИСПТнефть, 1985, С.38-42.

49. Мугаллимов Ф.М., Шумайлов A.C. Автоматизированная система контроля геометрии сечения труб магистральных нефтепроводов (АСДТ)// Физические методы и приборы неразрушающего контроля: Тез. докл. X Уральск, науч.-техн. конф,- Ижевск: Институт физики металлов УрО АН СССР, 1989, С. 109.

50. Мугаллимов Ф.М., Кунафин Р.Н., Янышев P.C. Профилемер «Геоскан-300»// Методы кибернетики химико-технологических процессов (КХТП- V -99): V Междунар. науч. конф.: Тез. докл. - Уфа: УГНТУ, 1999, Т. 2. Кн. 2, С. 54-55.

51. Абсалямова В.Ф., Мугаллимов Ф.М., Нефедова Н.Ф. Разработка РД для ПП НПТ // Неразрушающий контроль и диагностика: 15 Рос. науч.-техн. конф.- Тез. докл. - М.: 1999.- С. 131.

подписано в печать 28.05.2003 г. Формат 60 х 84 1/16 Гарнитура Times New Roman, Печ. л. 2,57

Заказ № 328.Тираж 100 экз. Отпечатано с готового оригинал-макета в типографии ООО НПО «Образовательные технологии», г. Казань, ул. 50 лет Октября д. 10 тел :94-73-68

:

»11356

i

i i

i

i

Введение

1 Анализ методов и средств обеспечения безопасной эксплуатации магистральных и промысловых нефтепроводов

1.1 Состояние аварийности на магистральных и промысловых нефтепроводах и подводных переходах

1.2 Оценка состояния промышленной безопасности магистральных трубопроводов

1.3 Анализ видов и причин возникновения дефектов магистральных и промысловых нефтепроводов

1.4 Патентно-информационный анализ методов и средств сопровождения и определения местонахождения очистных и диагностических устройств в трубопроводах при очистке и диагностике

1.5 Патентно-информационный анализ методов и средств диагностирования нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами

1.5.1 Современные тенденции в развитии дефектоскопии трубопроводов

1.5.2 Основные требования, предъявляемые к внутри-трубным средством контроля нефтепроводов

1.5.3 Средства для выявления и измерения размеров дефектов геометрии трубопроводов

1.5.4 Средства для выявления и измерения размеров коррозионных повреждений и трещин трубопровода

1.5.5 Технические средства для определения высотно-планового положения трубопровода, а также обнаружения утечек

Выводы по главе

2 Разработка технологии поэтапной очистки нефтепроводов от длительно накопленных отложений

2.1 Технология и технические средства очистки нефтепроводов от асфальтосмолистых и грязепарафиновых отложений

2.2 Разработка технологии поэтапной очистки нефтепроводов от длительно накопленных парафиносмолистых отложений 80 Выводы по главе

3 Разработка технологий и комплекса технических устройств, обеспечивающих безопасную эксплуатацию нефтепроводов и подводных переходов при очистке и внутритрубной диагностике

3.1 Разработка технологии и технического средства сопровождения снарядов в нефтепроводах при очистке и диагностике

3.1.1 Разработка технологии и технических требований к устройству сопровождения очистных и диагностических устройств в нефтепроводах

3.1.2 Исследование амплитудно-частотных характеристик шумов движения очистных и диагностических устройств в нефтепроводах

3.1.3 Принцип работы, основные технические характеристики и конструктивные особенности прибора «Сенсор»

3.2 Разработка технологии и технического устройства определения местонахождения застрявших очистных и диагностических устройств в нефтепроводах

3.2.1 Причины застревания очистных и диагностических устройств в нефтепроводах

3.2.2 Исследование прохождения электромагнитных волн через стенку трубы

3.2.3 Разработка технологии и технического устройства определения местонахождения застрявших очистных и диагностических устройств в нефтепроводах

3.2.4 Принцип работы, основные технические характеристики и конструктивные особенности прибора «Поиск

3.2.5 Разработка устройств для определения местонахождения застрявших очистных устройств для нефтепромысловых трубопроводов

3.2.6 Технико-экономические показатели прибора «Поиск-МП» и технологии определения местонахождения застрявших снарядов

Выводы по главе

4 Разработка технологии и технического средства диагностирования дефектов геометрии нефтепроводов

4.1 Теоретические исследования параметров дефектов геометрии и дефектного участка нефтепровода

4.1.1 Анализ видов и параметров дефектов геометрии поперечного сечения труб нефтепроводов

4.1.2 Выбор информативных параметров контроля труб нефтепроводов при обследовании на дефекты геометрии

4.1.3 Математическое описание участка нефтепровода, имеющего дефекты геометрии

4.1.4 Определение максимальной допустимой скорости движения профилемера при известных конструктивных параметрах поисковой системы прибора

4.2 Экспериментальные исследования выявляемости дефектов геометрии труб нефтепроводов от скорости движения профилемера

4.2.1 Экспериментальный стенд и методика исследований

4.2.2 Исследование зависимости выявляемости дефектов геометрии труб от скорости движения профилемера

4.2.3 Определение оптимального диапазона скорости движения профилемера при известных конструктивных параметрах поисковой системы прибора

4.3 Разработка технического средства обследования геометрии труб нефтепроводов - профилемера "Реуд"

4.3.1 Основные требования, предъявляемые к средствам контроля геометрии труб нефтепроводов

4.3.2 Принцип работы, основные технические характеристики и конструктивные особенности приборов "Реуд"

4.3.3 Технико-экономические показатели профилемера «Реуд» и технологического процесса диагностирования нефтепроводов

Выводы по главе

5 Методология и технические средства комплексного обследования технического состояния подводных переходов нефтепроводов

5.1 Техническое обслуживание подводных переходов нефтепроводов

5.2 Наружное обследование подводных переходов магистральных и промысловых нефтепроводов

5.3 Обследование подводных переходов нефтепроводов внутритрубными средствами технической диагностики

5.4 Разработка методики и технологии обследования подводных переходов нефтепроводов с помощью автономных и скважинных диагностических приборов

5.4.1 Разработка методики обследования и определение контролируемых параметров подводного перехода

5.4.2 Разработка технологии протягивания геофизического кабеля внутри подводного перехода нефтепровода

5.4.3 Исследование зависимости тягового усилия на кабель при протаскивании через подводный переход трубопровода

5.4.4 Разработка технологии обследования подводного перехода с помощью скважинных приборов

5.5 Диагностика подводного перехода нефтепровода на примере нефтепровода «Вятка-Ашит» через р. Кама

5.5.1 Определение дефектов геометрии в подводном переходе нефтепровода

5.5.2 Определение пространственного положения трубопровода и толщины грунта над ним

5.5.3 Определение толщины стенки трубы и плотности грунта

5.5.4 Измерение внутреннего диаметра и оценка состояния внутренней стенки трубы

Выводы по главе

6 Контроль герметичности нефтепроводов и подводных переходов

6.1 Сквозные дефекты подводных переходов нефтепроводов, причины их образования

6.2 Методы и средства контроля герметичности нефтепроводов

6.3 Определение величины относительной утечки путем сравнения расходов

6.3.1 Методические основы определения координаты утечки

6.3.2 Оценка «чувствительности» метода контроля утечек по величине расхода

6.4 Определение оптимальных параметров распознания негерметичности и целостности подводных переходов трубопроводов

6.5 Разработка требований к системам непрерывного контроля (мониторинга) подводных переходов нефтепроводов 249 6.6 Разработка технического устройства непрерывного контроля подводных переходов нефтепроводов 250 Выводы по главе 6 253 Основные выводы 255 Список использованных источников 257 Приложение 1 282 Приложение 2 288 Приложение 3 300 Приложение

Актуальность проблемы. Общая протяженность трубопроводов в России превышает 228 тыс. км, а более 47 тыс. км из них - это магистральные нефтепроводы, по которым транспортируется примерно 99,0% добываемой в России нефти.

Из общего числа отказов магистральных и промысловых нефтепроводов, наибольшее число отказов приходится на долю брака строительно-монтажных работ (примерно 27 %), механических повреждений (примерно 23 %, т.е. из-за образований вмятин, гофр и других дефектов, нанесенных механизмами при капитальном ремонте, в том числе и механизмами сторонних организаций), заводского брака труб (примерно 22 %) и коррозионных повреждений (примерно 28 %). Статистика отказов, к примеру, подводных переходов (ПП) нефтепроводов в расчете на мерную длину трубопровода показывает, что их частота больше частоты отказов магистральных нефте-, газопроводов примерно в 1,3 раза в целом. В связи с этим к безопасности и надежности подводных переходов нефтепроводов предъявляются повышенные требования.

С принятием Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (№ 116-ФЗ от 21.07.1997 г.) повысились требования к безопасности опасных производственных объектов, к которым относятся и нефтепроводы и их подводные нефтепроводы.

Некоторые параметры подводных переходов нефтепроводов, влияющие на безопасность, трудно определить без специальных методов и технических устройств контроля. Одним из таких параметров является размыв (оголение) и провисание участка подводного перехода, вызывающие в конечном итоге напряженно-деформированное состояние трубы перехода. Методология количественной оценки параметров размыва и изменения высотно-планового положения трубы перехода внутритрубными приборами на сегодняшний день отсутствует.

Другим фактором, также влияющим на безопасность, является механические напряжения в стенке трубопроводов из-за наличия нарушений правильной геометрической формы труб. Для оценки величины напряжений и определения степени опасности таких дефектов трубопровода необходимы внутритрубные приборы, позволяющие количественно определить величину деформаций труб, на основе которых осуществляется прогноз остаточного ресурса.

Возникающие утечки нефти через сквозные коррозионные повреждения нефтепровода или разрыв подводного перехода также требуют непрерывного контроля герметичности нефтепровода.

Изложенное выше свидетельствует о том, что методическое обеспечение, разработка технологий и оснащение соответствующими средствами контроля технического состояния магистральных и промысловых нефтепроводов и их подводных переходов для их безопасной эксплуатации являются актуальной.

Данная работа направлена на разработку методологии и средств контроля технического состояния подводных переходов нефтепроводов для обеспечения их безопасной эксплуатации на основе разработки технологий подготовки и обследования технического состояния, разработки средств контроля нарушений правильной геометрической формы труб нефтепроводов и средств контроля герметичности подводных переходов.

Целью диссертационной работы является разработка методической базы для обеспечения безопасной эксплуатации подводных переходов нефтепроводов путем совершенствования методов оценки технического состояния и внедрения новых технических средств контроля.

Для достижения цели требовалось решить следующие основные задачи:

1 Разработать методологию и технологию комплексного обследования подводных переходов нефтепроводов для оценки напряженно-деформированного состояния трубы, позволяющие предупредить аварийные ситуации на переходах и увеличить ресурс их безопасной эксплуатации.

2 На основе экспериментальных и натурных исследований дефектов геометрии нефтепроводов создать внутритрубный снаряд для определения структуры и характеристик дефектов геометрии в зависимости от эксплуатационных условий работы нефтепровода с целью проведения расчета его остаточного ресурса и определения уровня безопасности.

3 Разработать эффективную технологию очистки нефтепроводов от длительно накопленных отложений с целью безопасной эксплуатации при очистке и повышения достоверности результатов внутритрубной диагностики.

4 Разработать комплекс устройств контроля и технологию слежения за движением внутритрубных снарядов, направленных на обеспечение безопасности нефтепроводов при очистке и диагностике.

5 Создать более совершенное в сравнении с существующими техническое устройство непрерывного контроля герметичности подводных переходов нефтепроводов.

Научная новизна. В работе получены следующие новые результаты:

1 Предложена и экспериментально апробирована новая технология поэтапной очистки нефтепроводов от парафиносмолистых отложений, позволяющая предотвратить закупорку полости неочищенных нефтепроводов при проведении очистных работ. Разработана методика расчета параметров манжет скребка на каждом этапе в динамике процесса очистки, применение которой снижает вероятность возникновения аварий и обеспечивает безопасную эксплуатацию нефтепроводов и их подводных переходов. Рассмотрена взаимосвязь параметров манжет очистных устройств от физико-химических, механических свойств асфальтосмо-листых, парафиновых отложений и эксплуатационных условий нефтепровода.

2 Для повышения безопасности нефтепроводов при их очистке и диагностике разработана технология контроля внутритрубных снарядов по низкочастотному диапазону их акустических сигналов движения и по помехоустойчивой частоте электромагнитных волн, генерируемых установленными на снарядах устройствами локации. Впервые определен диапазон спектральных частот акустических сигналов (10.40 Гц), возбуждаемых движущимися внутритрубными устройствами. Определена наиболее помехоустойчивая частота (13 Гц) электромагнитных волн устройств локации внутритрубных приборов.

3 Предложен и экспериментально подтвержден диапазон допустимой скорости движения (от 1,1 до 1,7 м/с) внутритрубных диагностических устройств, позволяющий с вероятностью не менее 90% определять параметры дефектов геометрии и на основе известных методов рассчитать остаточный ресурс и оценить уровень безопасности нефтепроводов.

4 Для безопасной эксплуатации нефтепроводов впервые предложена и науч-Ф но обоснована методология комплексного обследования подводных переходов, которая позволяет определять такие ранее не контролировавшиеся внутритрубны-ми приборами параметры подводного перехода, как высотно-плановое положение трубы и плотность грунта (оголение) вокруг трубы с помощью скважинных диагностических приборов.

5 Предложен метод определения координаты утечек нефти по изменению параметров работы нефтепровода как в его начале, так и на конечном пункте, позволяющий уменьшить негативные последствия разгерметизации нефтепроводов.

На защиту выносятся результаты теоретических и экспериментальных исследований, а также технологии и комплекс средств контроля и диагностики технического состояния подводных переходов нефтепроводов.

Практическая ценность работы. При непосредственном участии автора разработаны и внедрены:

1 В ОАО АНК «Башнефть» и «Удмуртнефть» технология поэтапной очист-^ ки от парафиносмолистых отложений длительно не очищавшихся нефтепроводов и технические устройства для очистки (патент РФ № 2176163).

2 В ОАО АК «Транснефть», «Уралтранснефтепродукт», АНК «Башнефть», «Татнефть», «ЛУКОИЛ-Пермнефть», предприятия ОАО «Газпром» и других предприятиях технология и техническое средство контроля за движением внутри-трубных снарядов при очистке и диагностике нефтепроводов - прибор «Сенсор» (патент РФ№ 2137977).

3 В ОАО АНК «Башнефть», «Татнефть», «ЛУКОЙЛ-Пермнефть», «Рос-нефть-Ставропольнефтегаз», «Уралтранснефтепродукт», «Удмуртнефть» и АК «Транснефть» устройство (патент РФ № 2110729), позволяющее производить очистку и калибровку нефтепровода, а также определить местонахождение при его остановке - прибор «ОКП» для трубопроводов диаметром 159.377 мм.

4 В ОАО АК «Транснефть», «Уралтранснефтепродукт», АНК «Башнефть», «Татнефть», «Роснефть-Ставропольнефтегаз» и в предприятиях ОАО «Газпром» технология и техническое средство (патент РФ № 2110729) определения местонахождения очистных устройств в трубопроводах - прибор «Поиск-МП».

5 В ОАО АК «Транснефть», «Уралтранснефтепродукт», АНК «Башнефть» и ^ «ЛУКОИЛ-Пермнефть» техническое устройство повышенной проходимости (АС 1768941, патенты РФ № 2084757, 2088839, 2148205) для определения параметров дефектов геометрии труб нефтепроводов диаметром 325.720 мм - прибор «Реуд».

6 На основе известных амплитудно-частотных характеристик шумов утечки, сравнительного анализа методов и технических средств контроля герметичности нефтепроводов разработано техническое устройство для мониторинга состояния подводных переходов нефтепроводов - система «УНИфон», позволяющая определять утечки нефти и разрыв нефтепровода.

7 На основе проведенных исследований и систематизации информации о подводных переходах нефтепроводов разработаны, согласованы с Башкирским управлением ГГТН РФ и утверждены ОАО «АНК «Башнефть» руководящие документы «Правила по эксплуатации, осуществлению контроля за техническим состоянием и капитальному ремонту подводных переходов нефтепромысловых трубопроводов» и «Проектирование и строительство подводных переходов нефтепромысловых трубопроводов».

8 Согласован с Госгортехнадзором РФ и внедрен в ОАО АНК «Башнефть» и «Удмуртнефть» руководящий документ «Инструкция на технологический процесс обследования подводных переходов трубопроводов с помощью скважинных диагностических приборов».

9 Переданы в Минэнерго РФ для утверждения федеральные руководящие документы «Подводные переходы нефтепромысловых трубопроводов. Правила технической эксплуатации и капитального ремонта» и СП «Подводные переходы нефтепромысловых трубопроводов. Правила проектирования и строительства».

10 Согласованы с Агентством по чрезвычайным ситуациям и утверждены Министерством энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан руководящие документы № 39-052-02 «Правила обследования линейной части магистральных нефтепроводов внутритрубными диагностическими приборами» и № 39036-02 «Инструкция по диагностике стальных вертикальных резервуаров».

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на: 14-й Российской конференции «Неразрушающий контроль и диагностика» (Москва, 1996 г.), 15-й Российской конференции «Неразрушающий контроль и диагностика» (Москва, 1999 г.), 3-й Международной конференции «Диагностика трубопроводов» (Москва, 2001 г.), II Всероссийской научно-технической конференции «Техническая диагностика, промышленная и экологическая безопасность» (г. Уфа,

1996 г.), Международном семинаре «Проблемы сбора, подготовки и магистрального транспорта нефти» (Уфа, 1988 г.), школах-семинарах по проблемам трубопроводного транспорта (Уфа, 1986, 1987 гг. и др.), научно-техническом Совете ОАО АНК «Башнефть» по проблемам подводных переходов нефтепроводов (Уфа,

1997 г.), совещаниях главных инженеров АК «Транснефть» по проблемам НИОКР (Уфа, 1993, 1994, 1995, 1996 гг., Самара, 1999 г.), Международной деловой встрече «Диагностика-94» (Ялта, 1994 г.), IX Всероссийском семинаре-совещании руководителей ГГТН РФ по надзору за магистральными трубопроводами (Уфа, 2001 г.), научно-техническом семинаре «Обеспечение промышленной безопасности производственных объектов ТЭК Республики Башкортостан» (Уфа, 2001 г.) и др.

Новые технологии и технические средства демонстрировались на ежегодных международных выставках «Газ. Нефть» в г.г. Москве и Уфе в 1997.2003 гг.

Публикации. По теме диссертации опубликована 51 работа (в том числе 1 монография и 11 изобретений) и 6 руководящих документов.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав, выводов, списка использованных источников и приложений. Работа изложена на 348 страницах, включая 75 рисунков, 33 таблицы, 67 страниц приложений и список использованных источников из 279 наименований.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые разработана методология комплексного обследования технического состояния подводных переходов нефтепроводов с помощью внутри-трубных и скважинных диагностических приборов, обеспечивающая требуемый уровень безопасности при эксплуатации. Предложенные методы и технология обследования подводных переходов с помощью скважинных диагностических приборов позволяют дополнительно определить такие ранее не контролировавшиеся внутритрубными приборами параметры перехода, как высотно-плановое положение и плотность (наличие) грунта вокруг трубы. Получаемые при этом диагностические данные позволяют расчетным методом оценить напряженно-деформированное состояние размытого участка трубопровода, а также разработать мероприятия, направленные на обеспечение безопасности подводных переходов трубопроводов.

2 На основе проведенных стендовых исследований разработаны технология и техническое устройство повышенной проходимости (АС № 1768941, патенты РФ № 2084757, 2088839, 2148205), позволяющие в экспериментально выявленном диапазоне скорости движения (1,1 .1,7 м/с) обнаружить и измерить параметры дефектов геометрии нефтепровода. Данные о параметрах дефектов геометрии трубопроводов позволяют определить по известным методам расчета его остаточный ресурс и уровень безопасности при эксплуатации.

3 Установлены параметры динамики движения внутритрубных устройств, усовершенствована технология очистки нефтепроводов от отложений и предложены очистные устройства (патент РФ № 2110729, 2176163) для реализации этой технологии. Выявлена зависимость параметров очистных устройств от физико-механических свойств асфальтосмолистых и парафиновых отложений, а также эксплуатационных параметров нефтепровода, что позволяет оптимизировать процесс очистки и предотвратить блокировку трубопровода при очистке.

4 На основе экспериментальных исследований установлен «эффективный» диапазон частот шума движения внутритрубных устройств (10.40 Гц), распространяющегося по нефтепроводу на максимальное расстояние. Также на основе экспериментальных исследований установлена «защищенная» от промышленных помех частота электромагнитных волн излучателя (13 Гц), способных проникать через трубопровод на максимальное расстояние. На основе полученных результатов разработаны комплекс технических устройств (прибор «Сенсор» по патенту РФ № 2137977 и приборы «Поиск-МП» и «ОКП» по патенту РФ 2110729) и технология контроля за движением внутритрубных снарядов, позволяющие снизить аварийность и обеспечить безопасность трубопроводов при очистке и диагностике.

5 На основе известных результатов исследований амплитудно-частотных характеристик шумов утечки и шума движения внутритрубных снарядов установлен эффективный частотный диапазон шумов (20 . 40 Гц), характеризующий разрыв трубопровода под давлением. Разработаны технология и система непрерывного контроля герметичности подводных переходов трубопроводов «УНИфон», позволяющие определить утечки нефти и установить место разрыва трубопроводов. Разработаны методические основы для расчета величины и координаты относительной утечки путем сравнения расходов в нефтепроводе. Предложенные технология и устройство позволяют снизить негативные последствия разгерметизации трубопроводов на подводных переходах.

Научные результаты, полученные в работе, внедрены в практику эксплуатации подводных переходов магистральных и промысловых трубопроводов. Суммарный экономический эффект от внедрения разработок при участии автора за 1993 - 2000 гг. составил более 11 млн. рублей.

1. Черняев K.B. Разработка системы предупреждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепроводов России// Дисс. на соиск.ф уч. степени доктора техн. наук. Уфа: УГНТУ, 1998. - 348 с.

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

3. Сигнализатор прохождения разделителей акустический СПРА-4// Рекламный проспект.

4. Абдулаев A.A., Мугаллимов Ф.М. Оптимизация параметров излучающих и приемных антенн для локаторов электромагнитных волн инфраниз-ких частот// Контроль. Диагностика. 2000, № 6, С. 29-31.

5. Лапшин Б.М., Корбут А.Я. Обнаружение утечки в подводном переходе нефтепровода при помощи акустикоэмиссионного течеискателя АЭТ-1. -РНТС// Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1981, вып.6, С.4-7.

6. Аюкасов Р.Н., Козарева A.M., Думлер В.Э., Рогачев А.Г., Лапшин Б.М. Прибор для акустического контроля утечек на подводных нефтепроводах. НТИС// Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. М.: ВНИИОЭНГ, 1985, вып.4, С.33-35.

7. Акустический локатор/ Рекламный проспект ОАО «Центр технической диагностики «Диаскан». Луховицы, Московская обл.

8. Фролов Ю.А., Новоселов В.Ф. Очистка действующих магистральных трубопроводов// Учебное пособие. Уфа: УНИ, 1989, С. 92.

9. Гулько А.Е., Наумов H.A. Прибор МИ-1М для обнаружения скребков и разделителей в трубопроводах// Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. Обзорная информация. ЦНИИТЭнефтехим, 1971, вып. 5, С. 36-38.

10. Комплекс аппаратуры для сигнализации местоположения поршня при очистке внутренней полости газопровода «Волна-1»// Проспект ВДНХ, ВНИИЭГазпром М.: 1977. - 2 с.

11. Pig Location System./Рекламный проспект фирмы «Pipetronix GmbH.», Karlsruhe, Lorenzstrasse, 10, 76297 Stutensee. Germany.

12. Pig Location System/ Рекламный проспект фирмы «H. Rozen Eng. GmbH". Germany.

13. Черняев K.B. Прогнозирование остаточного ресурса линейной части магистральных нефтепроводов на основе внутритрубной дефектоскопии// Дисс. на соиск. уч. степени канд. техн. наук. Уфа: 1995. - 201 с.

14. Барбиан O.A. Новые достижения во внутритрубной инспекции трубопроводов: обнаружение трещин// Доклад на 4-й международной деловой встречи «Диагностика-94». М.: 1994, С.149-159.

15. Белов В.М. Дефектоскопия потенциально опасных участков трубопроводов методом акустической эмиссии // Безопасность труда. 1994, № 7, С. 14-17.

16. Васин Е.С. Оценка технического состояния магистральных нефтепроводов по результатам диагностического контроля // Трубопроводный транспорт нефти. 1996, №4, С. 26-29.

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

18. Галлямов А.К., Черняев К.В., Шаммазов A.M. Обеспечение надежности функционирования системы нефтепроводов на основе технической диагностики. Уфа: УГНТУ, 1998. - 598 с.

19. Денель А.К. Дефектоскопия металлов. М.: Металлургия, 1972.303 с.

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

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

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

23. Неразрушающие испытания. Часть I и II. Справочник, пер. с англ./ Под ред. М.Мак-Мастера. Л.: Энергия, 1965. - 504с. (1 часть) и 492 с. (И часть).

24. Неразрушающий контроль металлов и изделий. Справочник/ Под реД. Г.С.Самойловича. М.: Машиностроение, 1976.

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

26. Неразрушающий контроль и диагностика. Справочник/ Под ред. В.В.Клюева М.: Машиностроение, 1995.

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

28. Томас Г.Х.,. Шпингарн Дж.Р. Ультразвуковое определение прочности диффузионной связи. Обзор достижений в области НК// Труды 10-й ежегодной конференции. Пер. ВЦП М М-33040. Лондон, Нью-Йорк, Санта Крус: 1984, Т.ЗВ, С.1243-1250.

29. Дорофеев А.Л. Электроиндуктивная дефектоскопия. М.: Машиностроение, 1967. - 230 с.

30. Дорофеев А.Л., Никитин А.И., Рубин А.Л. Индукционная толщи-нометрия. М.: Энергия, 1973. - 152 с.

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

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

33. Дранченко Б.Н., Портнов Б.Б. и др. Поляризационно-оптические исследования напряжений в трубопроводах с поверхностными дефектами// Проблемы машиностроения и надежности машин. 1991, №1.

34. Дранченко Б.Н., Портнов Б.Б. и др. Фотоупругие исследования и разработка инженерной методики расчета напряжений в конструкциях с поверхностными дефектами// Проблемы машиностроения и надежности машин. -1993, №2.

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

36. Шумайлов А.С., Мугаллимов Ф.М. и др. Система автоматизированного диагностирования параметров действующих магистральных трубопроводов. НТИС Транспорт нефти, защита от коррозии и охрана окружающей среды. М.: ВНИИОЭНГ, 1989, № 3, с.5 - 7.

37. Эдварс Р.К. Протягиваемые на тросе инструменты для оценки внутреннего состояния трубопроводов. М.: Недра, Нефть, газ и нефтехимия, №3, 1989.

38. Методы неразрушающих испытаний. Физические основы, практические применения, перспективы развития/ Под редакцией Р.Шарпа. Перевод с анг. М.: Мир, 1972.

39. Мугаллимов Ф.М. Разработка технического средства и совершенствование технологии диагностирования геометрии труб магистральных нефтепроводов/ Дисс. на соиск. уч. степени канд. техн. наук. Уфа: 1992. - 184 с.

40. Koerner Е. Start pigs root out pipeline problems// Petroleum Review. -1983, vol. 38, №443.

41. Protecting the brain of an intelligent pig// 3R International. 1984, № 9, pp. 429 - 430.

42. СНиП 2.05.06.-85*. Магистральные трубопроводы. M.: Стройиз-дат, 1997.

43. Глазунов Л.П., Смирнов А.Н. Проектирование технических систем диагностирования. Л.: Энергоатомиздат, 1982.

44. British Gas Pipeline Integrity International// Information bulletin. -1996, №8.

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

46. Koerner E. Start pigs root out pipeline problems// Petroleum Review. -1983, vol. 38, №443.

47. CalScan for Geometry Inspection// Рекламный проспект фирмы «Pi-petronix GmbH", Karlsruhe, Lorenzstrasse, 10, 76297 Stutensee. Germany.

48. Технические средства диагностирования. Справочник/ Под общей ред. чл.-корр. АН СССР В.В.Клюева М.: Машиностроение, 1989.

49. Electronic Geometry Pig (EGP)/ Рекламный проспект фирмы «Н. Ro-zen Eng. GmbH". Germany.

50. Jamitson R.M. Canadien line inspection procedures detailed// Oil and Gas Journal. 1985,v.83,№ 12, P.107-111.

51. Оптические приборы для контроля внутренней геометрии труб. Р.Ж.// Трубопроводный транспорт. 1986, № 2, С. 22.

52. АС. Устройство для контроля состояния проходного сечения магистрального трубопровода/ Л.В.Пристай, А.А.Андреев, С.С Шнерх. № 909405 Кл. F17 D5/00; Опубл. 28.02.82, Бюллетень № 8.

53. АС. Устройство для измерения геометрических размеров труб/ П.Я.Криничный, В.И.Чистяков. № 1002819 Кл. G01 В7/12; Опубл. 07.03.82, Бюллетень № 9.

54. Комплекс внутритрубной дефектоскопии «КВД-1000», «КВД-1200» и «КВД-1400»// Рекламный проспект (АО «ПО «Спецнефтегаз» и АО «НПО «Спектр»). М., 1999 г, С. 27.

55. Душин В.А. Технологии, оборудование, приборы для ремонта основных объектов магистральных трубопроводов: Справочное пособие. Уфа: 2001. - 144 с.

56. Shannon R.W. On Line inspection// Pipeline and Gas Journal. 1985, 212, №7, PP.12-14, 16, 19.

57. Wilkins R. The metal lass pig-on line inspection// Corros. prew. and contr. 1986, v.33, № 2, PP.31-39.

58. Jamada I., Sugaya N. inspection pig systems for pipelines int// Pipes and pipeline Int.- 1985, v.30, № 1, PP.7-12.

59. Raad I.A., Dijkstra F.H. Inspektions sisteme fur Pipelines// Maschinenschaden. 1986, 59, № 1, PP.12-17, 1, И, Hl, 1Y.

60. Патент США. Автоматизированное устройство для путевой регистрации дефектов в стенках трубопровода. № 4541278 кл-GOl № 29/04.

61. Rausch W. Leitungen von innen betrachtet// Maschinenmarkt. 1986, 92, № 86 40-45.

62. Заявка Великобритании. Аппарат для у-графического обследования сварных швов трубопроводов/ G.B.Redmagnel. № 2157930. Kji.GOI Ъ 23/00.

63. Комплекс технических средств для контроля пространственного положения магистральных трубопроводов. Модель «Ось-МТ»// Рекламный проспект УГНТУ. Уфа; 2000.

64. Шумайлов A.C., Гумеров А.Г., Джарджиманов A.C., Щербакова Р.П. Контроль утечек нефти и нефтепродуктов на магистральных трубопроводах при эксплуатации. Обзор. Сер.: Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.- М.: ВНИИОЭНГ, 1981, вып. 10. 79 с.

65. Усовершенствованная автоматизированная система обнаружения утечек из МТ// Э.И. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1985, № 5, С. 1-3.

66. Телеметрическая система определения места утечки подводного нефтепровода// Р.Ж. Трубопроводный транспорт. 1985, № 12, С. 18.

67. Parella К. Computerized bak kroining// Pipeline and Gas J. 1985, № 11, PP. 43-44.

68. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. -M.: Недра, 1979,- 159 с.

69. РД 39-30-295-79. Руководство по очистке магистральных нефтепроводов. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1980. - 44 с.

70. Очистные устройства// Рекламный проспект Восточного филиала ВНИИСТ. Уфа: 2000.

71. Очистные скребки// Рекламный проспект ОАО «Центр технической диагностики «ДИАСКАН». Луховицы, Московская обл.

72. Очистные скребки// Рекламный проспект фирмы «Н. Rosen Engineering GmbH". Germany.

73. Очистные скребки// Рекламный проспект фирмы «KOPP GmbH". -Germany.

74. Очистные устройства// Рекламный проспект УГНТУ. Уфа: 2000.

75. Очистные калибры «ОКП»// Рекламный проспект УГНТУ. Уфа.

76. Патент РФ. Устройство для очистки внутренней поверхности трубопровода/ Р.С.Янышев, Ф.М.Мугаллимов, Р.Н.Кунафин. № 2176163; Опубл. 2001, Бюлл. 333.

77. Мугаллимов Ф.М. Технология прогрессивной очистки нефтепроводов// «Нефтяное хозяйство». 2000, № 5.

78. Патент РФ. Устройство контроля движения очистных и диагностических объектов в трубопроводе/ Ф.М.Мугаллимов, Р.Н.Кунафин, А.А.Абдулаев. № 2137977; Опубл. 1999, Бюлл. № 26.

79. Патент РФ. Устройство для определения местонахождения очистных и диагностических снарядов/ Ф.М.Мугаллимов, Р.Н.Кунафин, А.А.Абдулаев. № 2110729; Опубл. 1998, Бюлл. № 13.

80. Беляков B.JL, Панарин В.В., Абдулаев A.A., Алексеев А.Ю., Ахме-рова З.Г. Ультразвуковые анализаторы качественных параметров нефти. Обзорная информация// Серия: Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности М.: ВНИИОЭНГ, 1987, С. 47.

81. Мугаллимов Ф.М. О выборе информативных параметров контроля труб магистральных трубопроводов при диагностировании дефектов геометрии сечения// НТИС, Транспорт нефти, защита от коррозии и охрана окружающей среды. М.: ВНИИОЭНГ, 1989, выпуск 9.

82. Татур Т.А. Основы теории электромагнитного поля. Справочное пособие. -М: Высшая школа, 1989. 271 с.

83. Положение о проведении работ по диагностированию магистральных трубопроводов внутритрубными инспекционными снарядами. М.: АК «Транснефть», ЦТД, 1994.

84. ГОСТ 22782.6 81. Электрооборудование взрывозащищенное с видом взрывозащиты "Взрывонепроницаемая оболочка". Технические требования и методы испытаний. - М.: Стандарты, 1985.

85. Ферриты и магнито диэлектрики. Справочник/ Под ред. Н.Д.Горбунова, Г.А.Матвеева. М.: Советское радио, 1968, С. 176.

86. Абдуллин И.Г., Амосов Б.В., Хашпер М.Я. Гофрообразование на трубах одна из причин разрушения нефтепроводов. - М.: ВНИИОЭНГ, РНТС. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктров, 1982, № 5.

87. Биргер И.А. Техническая диагностика.- М.: Машиностроение, 1978.

88. Миланчев B.C. Оценка работоспособности труб при наличии концентрации напряжений.- М.: Недра, Строительство трубопроводов, 1984, № 2.

89. Гумеров А.Г., Мугаллимов Ф.М., Исхаков Р.Г., Шумайлов А.С. К вопросу диагностирования дефектов геометрии сечения трубопроводов// НТИС. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. М.: ВНИИОЭНГ, 1985, № 9, С.28 - 31.

90. The development and application of the intelligent pig. By our Technical Editor// Pipes and Pipelines International. 1981, vol. 26. № 5, P.22 - 27.

91. Мугаллимов Ф.М., Гафарова И.З. Математическая модель участка трубопровода, имеющего дефекты геометрии сечения// Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, НТИС., 1992, № 3, С. 1 - 3.

92. Бухгольц Н.Н. Основной курс теоретической механики. М.: Наука, 1969, часть 1.- 267 с.

93. Гумеров А .Г., Мугаллимов Ф.М., Исхаков Р.Г., Шумайлов A.C. К вопросу диагностирования дефектов геометрии сечения трубопроводов// НТИС. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти.- М.: ВНИИОЭНГ, 1985, № 9.С.28 -31.

94. Патент Великобритании. Аппарат для обследования трубопроводов/ D.J.Platts. № 2099153 Кл. G01B 7/34.

95. Protecting the brain of an intelligent pig. 3R International, 1984, № 9, PP. 429 - 430.

96. ГОСТ 22782.5 78. Электрооборудование взрывозащищенное с видом взрывозащиты "Искробезопасная электрическая цепь". Технические требования и методы испытаний. - М.: Стандарты, 1985.

97. ОСТ 11 340.907-80. Микросхемы интегральные. Серия 564. Руководство по применению.

98. Корнейчук В.И., Тарасенко В.П., Мишинский Ю.Н. Вычислительные устройства на микросхемах: Справочник. К.: Техника, 1986.

99. Полупроводниковые БИС запоминающих устройств. Справочник/ Под ред. А.Ю.Гордонова и Ю.Н.Дьякова. М.: Радио и связь, 1987.

100. Микро-ЭВМ/ Под ред. Л.Н.Преснухина. (В восьми книгах) Книга 2. М.: Высшая школа, 1988.

101. Зверева Т.В. Технические средства диагностирования магистральных нефтепроводов. Обзорная информация. М.: ВНИИОЭНГ, 1987.

102. Контрольные снаряды для нефтепровода Холмогоры-Клин// Материалы фирмы. Изготовитель Консорциум КОПП - Кутиньо, Каро и Компания. -Гамбург: 1983, С. 65.

103. ГОСТ 19.003 80. Схемы алгоритмов и программ. Обозначения условные графические. - М.: Стандарты, 1980.

104. Шаммазов A.M., Мугаллимов Ф.М., Нефедова Н.Ф. Подводные переходы магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 2000 г.

105. Патент РФ. Устройство для определения местоположения дефектов в трубопроводе/ Р.Н.Кунафин, Ф.М.Мугаллимов. № 2084757; Опубл. 1997, Бюлл. № 20.

106. Патент РФ. Устройство для выявления и регистрации местонахождения выступающих внутрь дефектов и препятствий в трубопроводе/ Ф.М.Мугаллимов, Р.Н.Кунафин, Р.С.Янышев. № 2148205; Опубл.2000, Бюлл. 12.

107. Мугаллимов Ф.М. Алгоритм поиска и распознавания дефектов геометрии сечения магистральных нефтепроводов// Тезисы докладов X всесоюзной школы-семинара по проблемам трубопроводного транспорта. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987, С.80 - 81.

108. Внутритрубный профилемер «Реуд»// Рекламный проспект УГНТУ. -Уфа: 2000.

109. РД 39-01/06-000-89. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности. М.: ВНИИ, 1989.

110. Инструкция по обследованию линейной части магистральных трубопроводов с помощью комплекса технических средств диагностики (КТСД). -Уфа: ВНИИСПТ нефть, 1991, С. 16.

111. Мугаллимов Ф.М. Анализ причин застреваний и повреждений очистных устройств в трубопроводах. М.: Нефтяное хозяйство, 2000, № 8, С. 7174.

112. Абсалямова В.Ф., Нефедова Н.Ф., Мугаллимов Ф.М. Руководящий документ «Проектирование и строительство подводных переходов нефтепромысловых трубопроводов» М.: Нефтяное хозяйство, 1999, № 12, С. 45-46.

113. ВСН 010-88. Строительство магистральных трубопроводов. Подводные переходы. -М.: Миннефтегазстрой, 1990.

114. ВСН 011-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание. М.: Миннефтегазстрой, 1990.

115. ВСН 012-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. М.: Миннефтегазстрой, 1990.

116. ВСН 163-83. Учет деформации русел, берегов, водоемов в зоне подводных переходов магистральных трубопроводов. М.: Миннефтегазстрой, 1990.

117. ВСН 014-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Охрана окружающей среды. М.: Миннефтегазстрой, 1990.

118. ВСН 31-81. Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов// Министерство нефтяной промышленности. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1981.

119. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепродук-топроводов.- М.: Недра, 1988.

120. Джарджиманов А.С. Внутритрубная дефектоскопия магистральных нефтепроводов// Безопасность труда. 1994, №7, С.8-12.

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

122. Черняев К.В. Технология проведения работ по диагностированию действующих магистральных трубопроводов внутритрубными инспекционными снарядами// Трубопроводный транспорт нефти. 1995, №1, С.21-31.

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

124. Черняев К.В., Шолухов В.И. Техническая диагностика нефтепро-водного транспорта АК "Транснефть"// Доклад на 4-й международной деловой встрече "Диагностика-94". М.: 1994, С. 31-35.

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

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

127. РД 39-30-499-80. Положение о техническом обслуживании и ремонте линейной части магистральных нефтепроводов Уфа: ВНИИСПнефть, 1981.

128. Бабин JI.A., Быков Л.И., Волохов В.Я. Типовые расчеты по сооружению трубопроводов. М.: Недра, 1979. - 176 с.

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

130. Гумеров А.Г., Зайнуллин P.C., Гумеров P.C. и др. Восстановление работоспособности труб нефтепроводов. Уфа: Башкирское книжное изд-во, 1992.-240 с.

131. Гумеров А.Г., Ямалеев K.M. Характер разрушения металла труб нефтепроводов при малоцикловом нагружении // Нефтяное хозяйство. 1985, №6, С. 46-49.

132. Гумеров P.C. Комплексная система обеспечения работоспособности нефтепроводов// Дисс. на соиск. уч. доктора техн. наук. Уфа: 1997. - 393 с.

133. Гусак В.Д., Алыпанов А.П. Оценка срока службы участка газопровода с коррозионной каверной // Газовая промышленность. 1991, №8, С. 1415.

134. Гутман Э.М., Абдуллин И.Г., Бугай Д.Е. Механизм малоцикловой усталости стали 17ГС при эксплуатации магистральных трубопроводов // Нефтяная промышленность. 1981, №5, С. 18-22.

135. Гутман Э.М., Амосов Б.В., Худяков М.А. Влияние коррозионной усталости материала нефтепроводов на их надежность// Нефтяное хозяйство. -1977, №8, С.59-62.

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

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

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

139. Маслов J1.C., Султанов М.Х. Исследование времени роста усталостных трещин на трубах магистральных нефтепроводов// Нефтяная промышленность. 1981, №5, С.7-10.

140. Нежданов В.В., Ливщиц Л.С., Бордубанов В.Г. Оценка устойчивости трубной стали против зарождения разрушения// Строительство трубопроводов. 1982, №6, С. 23-24.

141. Сафаров A.A., Велиюлин И.И., Берендюков К.Э. и др. Экспериментальные исследования труб с поверхностными дефектами// Газовая промышленность. 1991, №8, С. 12-13.

142. Шахматов М.В., Ерофеев В.В., Гумеров K.M. и др. Оценка допустимой дефектности нефтепроводов с учетом их реальной нагруженности// Строительство трубопроводов. 1991, М12, С. 37-41.

143. Ясин Э.М., Березин В.Л., Ращепкин К.Е. Надежность магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1972. - 184 с.

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

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

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

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

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

149. Доклад о фактической надежности линейной части действующих магистральных нефтепроводов Главтранснефти по результатам анализа отказов 1989 г. Уфа: ВНИИСПТнефть, МНТП, 1990.

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

151. Гумеров А.Г., Гумеров P.C., Гумеров K.M. Методы оценки ресурса элементов линейной части магистральных нефтепроводов// Нефтяное хозяйство.-1992, №8, С.36-37.

152. Гумеров А.Г., Зайнуллин P.C., Гумеров P.C. Прогнозирование долговечности нефтепроводов на основе диагностической информации // Нефтяное хозяйство 1991, №10, С. 36-37.

153. Кудинов В.З. Прогнозирование и определение количественных показателей надежности трубопроводной системы// Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. 1982, №6.

154. Внутритрубный прибор «Scaut Pig»/ Рекламный проспект фирмы «Gerhad KOPP GmbH", Friedrich-Ebert-Str. 131, D-49809 Lingen.

155. Использование усовершенствованного скребка для внутреннего обследования Трансаляскинского нефтепровода// "Pipe Line and Gas Jornal". -1977, V.204, № 11, P. 46-47.

156. Статистический анализ утечек на нефтепроводах Западной Европы// Pipe Line Ind. 1987, v.67, № 5, PP.56, 58, 127.

157. Фомин Я.А., Тарловский Г.Р. Статистическая теория распознавания образов. М.: Радио и связь, 1986.

158. АС. Устройство для выявления деформированных участков труб и трубопроводов/ Ф.М.Мугаллимов, А.С.Шумайлов, Ю.Д.Анисимов, О.В.Сотский. № 1768941; Опубл. 15.10.1992, Бюлл. № 38.

159. Jackson L. Operational aspects of the British Gas on-line inspection service// Pipes and Pipelines International. 1984, v.29, № 2, P. 7-13, 20.

160. Использование усовершенствованного скребка для внутреннего обследования Трансаляскинского нефтепровода// "Pipe Line and Gas Jornal". -1977, V.204, № 11, P. 46-47.

161. Общее описание снаряда дефектоскопа Linalog 1220/1420 мм. Руководство по эксплуатации и обслуживанию. Том 1. - Houston, Tehas, USA, AMF Tuboscope, Inc. P.O.Box 808: 1987.

162. Калявин В.П., Мозгалевский A.B. Технические средства диагностирования. JI.: Судостроение, 1984.

163. РД 39-30-1060-84. Инструкция по обследованию технического состояния подводных переходов магистральных трубопроводов. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1991.

164. Каталог типовых технологических схем ремонта подводных переходов магистральных нефтепроводов. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986.

165. Система технического обслуживания и ремонта линейной части магистральных нефтепродуктопроводов. Уфа: ВНИИСПТнефть: 1991.

166. РД 39-30-692-82. Положение о формуляре подводных переходов магистральных нефтепроводов. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1982.

167. РД «Правила по эксплуатации, осуществлению контроля за техническим состоянием и капитальному ремонту (реконструкции) подводных переходов нефтепромысловых трубопроводов». Уфа: ОАО «АНК «Башнефть», 1998.

168. Забелла К.А. Ремонт подводных переходов нефтепроводов в зимних условиях. Обзорная информация. М.: 1982.

169. Бородавкин П.П., Шадрин О.Б. Вопросы проектирования и капитального ремонта подводных переходов трубопроводов. М.: ВНИИОЭНТ, 1971.

170. Электронный Профилограф Kaliper// Рекламный проспект фирмы «T.D.Williamson». США.

171. Фирма «Pipetronix GmbH». Проект № 951019/SG от 26 октября 1995 г. и письмо от 24.01.96 г. ФРГ Карлсруэ: 1996.

172. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом// Журнал. М.: 1991, № 9.

173. Фирма Н. Rozen Engineering. Проект № 0-9602-01368 (Бюджетное предложение) от 16.01.96;

174. Фирма T.D. Williamson. Предложение № EFLS-0196-0004 от 05.01.96.

175. Обеспечение промышленной безопасности производственных объектов ТЭК Республики Башкортостан/ Научно-технический семинар. Уфа: ИПТЭР, 2001.

176. ТУ № 39-1536-90. Магнитометрический многоточечный инклинометр ИМММ 73-120/60. Уфа: НПФ «Геофизика», 1990.

177. РД 39-014139-101-87. Инструкция по маркшейдерским и геофизическим работам в нефтяной промышленности. Уфа: НПФ «Геофизика», 1987.

178. Гулин Ю.А., Берштейн Д.А. Новая методика и аппаратура для исследования цемента за колонной в промысловых скважинах. М.: Гостоптех-издат, 1961.

179. Гулин Ю.А. Гамма-гамма метод исследования нефтяных скважин. -М.: Недра, 1975, С. 160.

180. Стрелков В.И., Ишмухаметов А.У., Красильников, А.А., Гумеров Р.Г., Перцев Г.М. Скважинный акустический телевизор САТ-4/ Нефтепромысловая геофизика. Труды ВНИИнефтепромгеофизика. Уфа: вып. 8, 1978.

181. Стрелков В.И., Загидулин Р.В. Скважинный акустический телевизор CAT. М: Дефектоскопия, 1995, № 5.

182. Патент РФ. Способ оценки профиля трубы при ультразвуковом методе контроля/ Р.В.Загидулин, В.Н.Служаев, В.И.Стрелков № 2114447; Опубл. 1998, Бюл. №18.

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

184. Проведение обследования резервной нитки подводного перехода нефтепровода «Вятка Ашит» через р. Кама. Технический отчет по договору № 6406-95 от 07.05.96 г. - Уфа: УГНТУ, 1996.

185. Разработка, изготовление технических средств и проведение технической диагностики подводного трубопровода через р. Кама. Заключительный отчет по договору № 15-96. Уфа: АО «Научно-производственная фирма «Геофизика», 1997.

186. Мустафин Ф.М., Гумеров А.Г., Квятковский О.П. и др. Очистка полости и испытание трубопроводов. Учебное пособие для вузов. М.: ООО «Не-дра-Бизнесцентр», 2001. - 255 с.

187. Технический отчет по обследованию подводного перехода (договор № 6436-99 от 10.08.99 г.) Прикамского дюкера нефтепровода «Напорный нефтепровод ДНС-5 УПН» через р. Кама. - Уфа: УГНТУ, 2000.

188. Волский М.И., Гуменный Л.К., Лаптев Т.И. К вопросу исследования причин разрушения магистральных трубопроводов// Нефтяная промышленность. 1978, №11, С. 30-31.

189. Временный порядок оценки и возмещение вреда окружающей природной среде в результате аварии. Утвержден приказом Минприроды России от 27.06.94, № 200.

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

191. Левин С.И., Штеренлихт Д.В. Вопросы проектирования и строительства подводных трубопроводов, прокладываемых в сложных условиях. Тематический научно-технический обзор. -М.: ВНИИЭГазпром, 1969. 73 с.

192. Лапшин Б.М. Разработка и создание акустических средств контроля герметичности подводных трубопроводов// Дисс. на соиск. уч. степени канд. техн. наук. Томск: ТПИ, 1986. - 244 с.

193. Левин С.И. Подводные трубопроводы. M.: Недра, 1970. - 280 с.

194. Ращепкин К.Е., Шумайлов A.C., Столяров Р.Н., Гильманова Н.Г. Интенсивность потока коррозионных повреждений нефтепроводов. М.: ВНИИОЭНГ Коррозия и защита, 1979, № 3, С. 27-29.

195. Шумайлов A.C., Столяров Р.Н. К вопросу обнаружения утечек на магистральных нефтепроводах// РНТС Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1979, вып.12, С. 30-32.

196. Отчет о НИР «Разработка и создание системы непрерывного контроля герметичности подводных участков нефтепровода» № 1/88 (промежуточный отчет по х/д теме № 15-652/87). Томск: НИИ интроскопии, 1987. - 93 с.

197. Рабаджиев A.A. Охрана водоемов от загрязнения нефтепродуктами// Сборник докладов 4-й научно-технической конференции УМНЦС. -Томск: 1979, С. 101-106.

198. Стрекалов Ф.Ф. Охрана окружающей среды при строительстве и эксплуатации магистральных трубопроводов// Сборник докладов 4-й научно-технической конференции УМНЦС. Томск: 1979, С. 130-137.

199. Stady examines pipeline failures// Offshore engineer. 1980, 40, № 12,1. P. 27.

200. Batler N.C. Pipeline leek detectiontechnigues// Pipes and pipelines International. 1982, 27, № 2, P. 24-29.

201. Eynon S.B. Line leek-detection methods updated// Oil and Gas Journal. -1980,15, Sept. P. 205-206.

202. Климовский E.M., Петрова Г.Г. Анализ методов поиска утечек при испытании трубопроводов// Строительство трубопроводов. 1978, №2, С. 23.

203. Мугал^имов Ф.М. Контроль герметичности подводных переходов нефтепроводов// Контроль. Диагностика. 2000, № 5, С. 32-34.

204. Владимирский А.И., Коплан A.JI. Методы и средства обнаружения мест утечек на магистральных нефте- и продуктопроводах. Серия «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М.: ВНИИОЭНГ, 1966. - 28 с.

205. Ращепкин К.Е., Постников В.В. и др. Обнаружение утечек нефти и нефтепродуктов в трубопроводах. Обзор. Серия: Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1969, С.46.

206. Галеев В.Б., Амосов Б.В. и др. Анализ причин разрушения действующих нефте и продуктопроводов. Обзор. Серия Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1972, С. 80.

207. Manfred Kreiss. Schnelle Erkennung von Leckagen an Rohrfernleitungen. «Erdöl und Kohle Erdgas Petrochemic». 1972, № 7, P. 400-409.

208. Кравченко В.Ф. Охрана окружающей среды при транспорте и хранении нефти и нефтепродуктов. Обзор зарубежной литературы. Серия «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М.: ВНИИОЭНГ, 1976, С. 60.

209. Вязунов Е.В., Дымшиц Л.А. Магистральные нефтепродуктопрово-ды Западной Европы. Обзор зарубежной литературы. Серия «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М.: ВНИИОЭНГ, 1974, С. 64.

210. Чернов Д.Л. Использование ЭВМ для обнаружения утечек в трубопроводах. Экспресс информация. Серия «Транспорт и хранение нефти и газа». -М.: ВНИИОЭНГ, № 12, С. 21-32.

211. Рабинович И.И. Обнаружение утечек на нефтепроводе Роттердам-Рейн /Нидерланды-ФРГ/ Экспресс информация. Серия «Транспорт и хранение нефти и газа». М.: 1973, № 43, С. 8-10.

212. Юркевич Ю.Л. Обнаружение утечек в магистральных нефтепроводах// Трубопроводный транспорт. М.: № 8, 1972, С. 24.

213. Дымшиц Л.А. Предупреждение утечек на магистральных нефте- и продуктопроводах. Экспресс информация. Серия «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М.: ВНИИОЭНГ, 1975, № 15.

214. Locate pipe line leaks with radioactive tracers// «Pipe Line Indastry». -May, 1972.

215. Dixon R.D., Di Giallonardo A. A survey of methods used to detect leaks in underground installations// «Water and Sewage Works». June, 1972, P. 78-81.

216. Duneran H.L. Using Acoustic Emission technology to Predicht Structural Failure// «Metals Engineering Quarterly». February, 1975.

217. Robinson D.L. Acoustics analysis locates defects in buried pipe// «Metals Engineering Quarterly». February, 1975.

218. Кублановский Jl.Б. Определение мест повреждений напорных трубопроводов. М.: Недра, 1971, С. 130.

219. Патент РФ. Способ перекрытия трубопровода в заданной точке при его ремонте или испытании/ Ф.М.Мугаллимов, Р.Н.Кунафин, Р.С.Янышев. № 2160407; Опубл. 10.12.2000, Бюлл. № 34.

220. Патент РФ. Устройство контроля расстояния между ковшом экскаватора и поверхностью стенки трубопровода/ А.М.Шаммазов, Ф.М.Мугаллимов, Р.Н.Кунафин, А.А.Абдулаев. № 2140493; Опубл. 27.10.1999, Бюлл. №30.

221. What's happening in pipeline leak detection// Pipe Line Industry. 1979, № 4, P. 54-56, 58.

222. Breathem N.E., Derik K.O. Leak detection and avoidance in offshore pipeline systems// Pipelines and Envron, Beaconsfield. London: 1994, P. 89-94.

223. Jackie E. Methoden zum Lokalisieren von Leckstellen in Rohr lu-tungssystemen// Maschinenmark. 1984, 90, 71, P. 1608-1611.

224. Патент США. Underwater pipelines /J.W.&Us, A.Roberts. № 3992924; Publ. 1976.

225. Патент Великобритания. Testing underwater pipelines for leaks/ J.W.&Us, A.Roberts. № I. 356.719; Publ. 1976.

226. СНиП III-42-80. Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ. М.: Стройиздат, 1981. - 49 с.

227. Патент США. Acoustic leak location and detection system /J.G.Thomson. № 3.838.593 ; Publ. 1974.

228. Ultrasonic leak detection safeguards production of preservatives. Dave Digest: 1970, vol. 13, №.3, P. 26-27.

229. Riemsdijk A.J., Bossellaar H. Betriebsunterbrechungsfreie Aufspurung von geringfügigen Undichtneiten von Roholpipelines. Erdoil - Erdgas - Leitshrift. -1970, 86, №.1, P. 12-18.

230. Naudascher E., Martin W.W. Akustische Leckennung in Rohrletung-stansport. 1975, № 8, P.452-471.

231. Flournog N.E., Schroeder W.W. Texaco develops improved ultrasonic leak detector// pipe Line Industry. 1979, 50, №.3, P. 53-55.

232. Патент Великобритания. Pipeline leak detector and methods/ Texaco Development Corporation (US) № 1.346-523 ; Publ. 1974.

233. Патент СССР. Устройство для обнаружения утечек и трубопроводах/ Х.Босселаар. № 3748862; Опубл. 1973, Бюлл. № 15, 1973.

234. New sonic device defects line leaks// The Oil and Gas Journal. 1967, 65, № 16, P. 117-118.

235. Kiefner J.F., Studen F.B. Defect detection pipelines by acoustic emission shows promise// Oil and Gas Journal. 1982, 80, № 34, P. 95-102.

236. Dughman J.S. Acoustic used to inspect 36-inch natural gas line. Pipe Line Industry. 1984, 61, № 2, P.46-50.

237. Veering C.W.H. Leckgrenze der Rotterdam Rhein - Pipeline. - Rohre - Rohrelutungsbav - Rohrleitungstransport. - 1965, 4, № 3. P. 141-146, 171-174.

238. Лэмб Г. Гидродинамика. М.- Л.: ОГИЗ, 1947. 198 с.

239. Блохинцев Д.И. Акустика неоднородной движущейся среды. М.: Наука, 1981. -208 с.

240. Перник А.Д. Проблемы кавитации (изд. 2-ое, дополн.) Л.: Судостроение, 1966. - 440 с.

241. Lighthill M.J. On sound generated aerodynamically. General theory// Proceedings of the Royal Society. 1952, A.211, P. 564-587.

242. Lighthill M.J. Turbulence as a Source of Sound// Proceedings of the Royal Society. 1954, A.212, P. 1-32.

243. Pawell A. Theory of vortex sound// J. Accoust. Soc. Am. 1964, V. 36, №.1,P. 177-185.

244. Патент РФ. Устройство для вырезки и удаления дефектных участков действующего трубопровода/ Р.С.Янышев, Ф.М.Мугаллимов. № 2133400; Опубл. 20.07.1999, Бюлл. №> 20.

245. Шаммазов A.M., Мугаллимов Ф.М., Кунафин Р.Н., Абдулаев A.A. Система "Унифон" для непрерывного контроля герметичности подводных переходов трубопроводов// Известия вузов. Нефть и газ. 1997 , №3, С. 58.

246. Мугаллимов Ф.М., Кунафин Р.Н., Абдулаев А.А Внутритрубные диагностические приборы "Реуд". XIV Российская научно-техническая конференция «Неразрушающий контроль и диагностика»// Тезисы докладов. М.: Академия народного хозяйства, 1996. - 475 с.

247. Мугаллимов Ф.М. О деятельности Центра диагностики трубопроводных систем УГНТУ. II Всероссийская научно-техническая конференция «Техническая диагностика, промышленная и экологическая безопасность»// Тезисы докладов. Уфа: 1996, С. 61.

248. Патент РФ. Манжета (2 варианта)/ P.C. .Янышев, Р.Н. Кунафин, Ф.М. Мугаллимов. № 50884 на промышленный образец; Зарегистр. в госуд. реестре пром. образцов РФ от 16.08.02 г.

249. Смолдырев А.Е., Сафонов Ю.К. Трубопроводный транспорт концентрированных гидросмесей. М.: Машиностроение, 1989.- 256 с.

250. Очистное устройство повышенной проходимости// Рекламный материал. Уфа: УГНТУ.

251. Гаделыпин Р.З., Лукьянова И.Э. Повышение надежности плавающих покрытий резервуаров. Уфа: Изд. УГНТУ, 1999.- 239 с.

252. Система обнаружения утечек в Трансаляскинском нефтепроводе. ЭИ, Проектирование, строительство и эксплуатация трубопроводов. М: ВИНИТИ, 1994.

253. Государственный доклад о состоянии промышленной безопасности опасных производственных объектов, рационального использования и охраны недр Российской федерации в 1999 г. М.: ГП «НТЦ «Промбезопасность», 2000.

254. Государственный доклад о состоянии промышленной безопасности опасных производственных объектов, рационального использования и охраны недр Российской федерации в 2000 г. М.: ГУП «НТЦ «Промбезопасность», 2001.

255. Елохин А.Н. Анализ и управление риском: теория и практика. М.: Страхования группа «Лукойл», 2000.

256. Мугаллимов Ф.М., Калимуллин A.A. Обеспечение безопасной эксплуатации подводных переходов нефтепроводов// Нефтяное хозяйство. 2002, № 12,С. 113-115.