автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Оценка технического состояния магистральных трубопроводов с учетом степени информативности эксплуатационных параметров

На правах рукописи

р Г В од

ФАЗЛЕТДИНОВ РУСТЕМ АЙРАТОВИЧ

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ С УЧЕТОМ СТЕПЕНИ ИНФОРМАТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ

Специальность 05.15.13 - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа - 2000

Работа выполнена в

Уфимском государственном нефтяном техническом университете

Научный руководитель

Официальные оппоненты

Ведущее предприятие

- доктор технических наук, профессор ШаммазовА.М.

- доктор технических наук, профессор Быков Л.И.

- кандидат технических наук, с.н.с. Богданов P.M.

- ООО «Баштрансгаз» Открытого акционерного общества «Газпром»

Защита состоится « 19 _» 2000 г. в часов на

заседании диссертационного совета Д 063.09.02 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета

Автореферат разослан « ■}•» 2000 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор физико-математических наук, профса э

Р.Н. БАХТИЗИН

OiH-Oto.OfyO

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В настоящее время проблема повышения

______надежности и безопасности магистральных трубопроводов является одной из

наиболее актуальных в отрасли. Несмотря иа снижение зафузки магистральных трубопроводов (МТ) их аварийность по-прежнему остается на высоком уровне. Число отказов магистральных нефтепроводов на сегодняшний день составляет 0,12 аварий в год на тысячу километров.

Во многом это объясняется тем, что при эксплуатации объектов МТ невозможно учесть вссь комплекс информации об их техническом состоянии. Тип и характеристики информации зависят от вида объекта МТ, режима, срока и условий его эксплуатации. Так, например, при определении технического состояния газоперекачивающих афегатов (ГГ1А) используются, как правило, данные вибродиагностики, что составляет только 10 % от всей контролируемой информации.

Около 40% отказов линейной части (ЛЧ) МТ вызвано старением материала труб и коррозией. В настоящее время на основании вну фитрубной диагностики сформирован и постоянно пополняется банк данных по геометрическим характеристикам дефектов. Однако следует отметить, что технические возможности внутритрубных инспекционных снарядов (ВИС) пока еще не позволяют оценить концентрацию напряжений в дефектах и прогнозировать срок до наступления предельного состояния в концентраторе напряжений.

Эксплуатация подземных магистральных нефте- и газопроводов в нестабильных геологических условиях, характеризующихся

многочисленными деформациями земной поверхности, связана с возникновением в трубе дополнительных напряжений, которые могут привести к отказам. При этом необходимо учесть, что напряженные участки трубопроводов пока еще невозможно определить методами внутригрубпой диагностики.

Одним из путей дальнейшего повышения надежной и безопасной эксплуатации объектов МТ является последовательная реализация выбора наиболее информативных параметров, характеризующих их техническое состояние, разработка методов оценки и прогнозирования технического состояния этих объектов с учетом видов, условий и сроков эксплуатации.

Целью работы является разработка методов оценки технического состояния магистральных трубопроводов с учетом степени информативности эксплуатационных параметров.

Основные задачи исследования:

1) выявление наиболее информативных диагностических признаков и обнаружение моментов нарушения закономерностей процессов на объектах МТ по эксплуатационным характеристикам;

2) оценка и прогнозирование технического состояния ЛЧ МТ с дефектами местной и локальной коррозии, выявленными по результатам внутритрубной дефектоскопии с учетом концентрации напряжений;

3) установление наиболее опасных карстовых проявлений, пересекающих трассы трубопроводов, путем исследования механизма их образования;

4) разработка математической модели напряженно-деформированного состояния (НДС) при продольных перемещениях газопровода, проложенного в карстовой зоне, и оценка его прочности.

Научная новизна

1. На основании выполненного анализа информативности комплекса эксплуатационных характеристик газоперекачивающих агрегатов (ГПА) для диагностики их технического состояния установлен определяющий параметр - временной ряд осевых смещений ротора нагнетателя.

2. Разработана модель долговечности участка трубопровода с дефектом

потери металла при неравномерной • механохимической коррозии, учитывающая концентрацию напряжений в его вершине.

3. Впервые поставлена и решена задача оценки НДС трубопровода, проходящегчГпо^карстовоГгтерриториигИ разработана методика оценки его прочности с учетом продольных перемещений.

На защиту выносится:

• метод расчета долговечности участка трубопровода с дефектом потери металла при неравномерной механохимической коррозии по результатам вну фитр>шюй диагностики;

• методы расчета продольных напряжений, перемещений и оценки прочности подземного трубопровода, расположенного в карстовой зоне, под воздействием эксплуатационных и природно-климатических нагрузок.

Практическая значимость и реализация работы

Разработанные по результатам исследований в диссертационной работе алгоритмы и протраммы по расчету долговечности участка трубопровода с учетом концентрации напряжений могут быть использованы при выявлении потенциально опасных дефектов из числа обнаруженных при внутритрубнон дефектоскопии.

Составленные на основе предлагаемой в диссертационной работе модели напряженно-деформированного состояния при продольных перемещениях газопровода, проходящего в карстовой зоне, компьютерные программы могут быть использованы при проектировании конструктивных мер противокарстовой защиты, а также в учебном процессе.

Результаты выполненных автором и при его участии исследований вошли в «Методические рекомендации по расчету напряженно-деформироианпого состояния и прочности газопровода, проходящего по карстовой территории», утвержденные заместителем Председателя Правления РАО «Газпром» В.В. Ремизовым 3 марта 1999 г. Разработанные

методики внедрены в учебный процесс УГНТУ в виде пособия «Расчет напряженно-деформированного состояния и прочности магистральных газопроводов, проложенных по карстовой территории».

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России», Уфа, 1995г.; Всероссийской научно-технической конференции "Техническая диагностика, промышленная и экологическая безопасность", Уфа, 1996 г.; международной научно-технической конференции "Проблемы нефтегазового комплекса России", Уфа, 1998 г.; Всероссийской научно-технической конференции «Новоселовские чтения», Уфа, 1999 г.; V Международной научной конференции «Методы кибернетики химико-технологических процессов (КХТП-У-99)».

Публикации

По результатам исследований опубликовано 16 научных работ и одно учебно-методическое пособие.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка литературы и четырех приложений. Содержание работы изложено на 162 страницах машинописного текста, 32 рисунках, 15 таблицах, список литературы включает 167 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится общая характеристика работы, обоснована актуальность темы, сформулированы цель и основные задачи исследований, приведены основные результаты.

В первой главе работы приведен обзор публикаций, посвященных

исследованиям математических методов диагностирования технического состояния магистральных трубопроводов, оценки технического состояния трубопроводов с дефектами коррозионного происхождения, изучению карстовых—явлений- -и - -напряженно-деформированного состояния трубопроводов, работающих в нестабильных геологических условиях.

Большой вклад в развитие исследований разнообразных процессов современными математическими методами внесли предетавтелн научных школ, основанных академиками Вапником A.B., Мирчаджанзаде А.Х., Цыпкиным ЯЗ. и другими.

Вопросам диагностирования технического состояния объектов трубопроводного транспорта по эксплуатационным характериешкам посвящены работы Галлямова А.К., Шаммазова A.M., Вахтизина Р.Н., Байкова И.Р. и других авторов.

В настоящее время в процессе эксплуатации объектов трубопроводного транспорта диспетчерской службой контролируется большое количество признаков. При этом характер и степень влияния каждого из них на изменение технического состояния контролируемого объекта определена в недостаточном объеме.

Фундаментальные исследования проблем коррозионного износа магистральных трубопроводов с дефектами проведены Абдуллиным И.Г., Галлямовым А.К., Гутманом Э.М., Зайнуллинг.ш P.C., Черняевым К.В., Васиным Е.С. и другими учеными.

Следует отметить, что в большинстве из них недостаточно рассмотрено влияние концентрации напряжений на изменение напряженно-деформированного состояния поврежденного участка трубы в процессе коррозии.

Исследования механизма образования подповерхностных пустот и провалов различного происхождения рассмотрены в работах ТСухарева Н.М., Тер-Мартиросяна З.Г., Толмачева В.В., Троицкого Г.М., Хоменко В.II., Цытовича H.A., Шахунянца Г.М. и других.

Однако в этих работах не исследованы критерии обрушения карстовых полостей при двухосном напряженно-деформированном состоянии грунтового массива, находящегося над полостью.

Большой вклад в развитие исследований НДС, прочности и устойчивости труб внесли Айнбиндер А.Б., Азметов Х.А., Бабин J7.A., Березин В.Л., Бородавкин П.П., Быков Л.И., Виноградов C.B., Гумеров А.Г., Спиридонов В.В., Харионовский В.В., Хигер М.Ш., Ясин Э.М. и другие.

Исследования напряженно-деформированного состояния

трубопроводов, проложенных в районах горных выработок, рассмотрены в работах Барышпольского Е.М., Камерштейна А.Г., Рождественского В.В., Караваева Ю.И., Хильбига П. и других.

Анализу напряженно-деформированного состояния подземного газопровода, расположенного в карстовой зоне, посвящены публикации Зарипова P.M., Коробкова Г.Е., Чичелова В.А., Хасанова Р.Н. Однако в этих работах не исследовано напряженно-деформированное состояние при продольных перемещениях подземного газопровода, проходящего в карстовой зоне.

На основе проведенного анализа научно-исследовательских публикаций и нормативно-технических документов по методам исследования технического состояния объектов магистральных трубопроводов сформулированы основные задачи исследования.

Вторая глава посвящена вопросам выявления наиболее информативных параметров из числа эксплуатационных характеристик и обнаружения моментов нарушения режимов работы объектов трубопроводного транспорта.

В процессе эксплуатации основного оборудования газо- и нефтеперекачивающих станций диспетчерской службой контролируется большое количество признаков. До настоящего времени характер и степень влияния каждого из них на изменение технического состояния контролируемого объекта определены в недостаточном объеме.

Проведенный на примере обработки контролируемых параметров газоперекачивающего агрегата ГПА № 10 КС «Гремячинская» ООО «Пермтрапсгаз» и выполненный с помощью определения информативности признаков -- анализ эксплуатационных характеристик; показал, что из 3 7

контролируемых диспетчерской службой параметров 14 обладаю! доста точно большой степенью влияния на состояние процесса.

Информативность осевых смешении ротора турбины пагнскэтеля (ТН), рассчитанная по формуле Кульбака, оказалась настолько значительной, что без учета остальных характеристик позволила оценить изменение зкеплуа(анионного состояния агрегата во времени.

0.5 ,-----1---- ----,----------

СМ5

^0.4 0.35 0.3

I 0 25

С 0 2

^0 15 0.1

0.05 1------

о О <

♦ ♦

♦ ♦

♦ ♦

о -

28 08.96

29 08.93 Т. сут

.30 08 96

♦ ГПА №7 О ГПА №9

Рис. 1. Изменения осевых смещений (ОС) ротора ТН и моменты изменения режимов работы ГГТЛ X« 7 и ГПЛ №9

Проверка изменений осевых смещений ротора во времени, построенных по характеристикам других агрегатов (рис. 1), показала, что зюг параметр позволяет зафиксировать момент смены режима.

Опыт использования адаптивного обнаружителя для решения известной задачи трубопроводного транспорт об обнаружении границы смены режимов течения жидкости в трубе показал высокую эффективность данного метода при низкой зашумленности исходных данных.

Для определения достоверности результатов внутритрубной диагностики производилась обработка данных о скорости прохождения профилемера в трубе при постоянном режиме перекачки по результатам обследования продуктопровода «Уфа-Западное направление» на участке «Тюрино-Георгиевка», проведенного при непосредственном участии автора. Анализ данных с помощью контрольных карт показал, что на указанном участке достоверной является область 20-58,1 км. Регистрация недостоверной информации на участке запуска 0-20 км связана с неустановившимся режимом работы одометрических колес, а после прохождения отметки 58,1 км -интенсивным износом манжет.

В третьей главе рассмотрены вопросы оценки и прогнозирования технического состояния линейной части магистрального трубопровода по периодически контролируемой информации на примере анализа данных о толщине стенки трубы по результатам внутритрубной дефектоскопии прибором «Ультраскан». Обследование нефтепровода «Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск» на участке «Бердяуш-Нурлино» выявило значительное количество дефектов и повреждений стенки трубы. Наиболее часто встречаются дефекты заводского брака (91 %), второе место по частоте занимают потери металла, которые представляют значительную опасность для прочности материала трубы, поскольку возникают и развиваются вследствие коррозии под напряжением.

На основе уточнения исходного профиля трассы был разработан алгоритм расчета номинальных напряжений в стенке трубы, учитывающий остаточную толщину стенки трубы, координату дефекта, разность геодезических отметок, изменение режима эксплуатации нефтепровода. В качестве номинальных рассматривались кольцевые напряжения от внутреннего давления.

Для перехода от номинальных напряжений к фактическим сечение дефекта в продольном направлении аппроксимировалось квадратичной параболой. Выбор данной функции обусловлен сложностью математических

выкладок при использовании полиномов более высоких степеней или полуэллипса. Проведенное сравнение площади полуэллипса и параболы показало незначительное расхождение между ними. При построении математической""""модели ~ развития-- дефекта _ было _ принято, что его рост сопровождается только увеличением глубины дефекта. Это связано с тем, что коэффициент концентрации напряжений зависит от глубины дефекта и радиуса кривизны в его вершине. Значение коэффициента концентрации напряжений в вершине дефекта потери металла на порядок выше значения у его стенок. Расчетная схема дефекта потери металла приведена на рис. 2.

А

¡¡к УШ

е! Т /// // У/// О >

Рис. 2. Дефект потери металла в с шике грубы: о» - начальная толщина стенки трубы; б(т) - остаючиая юлпцша с ¡емки трубы

Определяя радиус кривизны параболы при х - 0, получена зависимость для расчета теоретического коэффициента концентрации а0(т) напряжений в вершине дефекта потери металла во времени:

а„(т)=1 + 1<64[8(,-5(т)]/1л, (1)

где ]д - длина дефекта, м.

Сопоставление значении коэффициента концентрации напряжений, рассчитанных по формуле (1) с речульипами исследования К,13. Черняева и Е.С. Васина показало, чго погрешность составляет около 10-15 % при величине длины дефекта в продольном направлении порядка толщины стенки трубы. Учет изменения толщины стенки трубопровода во времени

позволяет рассчитывать долговечность трубопровода с дефектом стенки при механохимической коррозии на основании реально действующих напряжений, возникающих в дефекте. Переходя от номинальных напряжений в стенке трубы к фактическим, получена зависимость, характеризующая изменение фактических напряжений стэ(т), МПа, в вершине дефекта стенки трубы во времени:

РБН 1 + 1,64[50-б(х)1/1д

ст

(2)

2 6(т)

где Р - внутреннее давление, МПа; Бн - наружный диаметр трубы, м.

Исходя из того, что скорость коррозии определяется изменением толщины стенки трубопровода во времени, с использованием соотношения Гутмана Э.М. получено дифференциальное уравнение изменения толщины стенки во времени и зависимость для расчета долговечности Т0, лет, участка трубопровода с дефектом потери металла в стенке в условиях механохимической коррозии:

Т0 =

В

(-) (-1 + 6Н ехр / "А ехр

Е1 к я £

_ V н / \ н / V

(3)

где и» - скорость коррозии ненапряженного элемента, м/год;

А, В - коэффициенты, характеризующие свойства металла, параметры нагружения и характеристики трубы;

5„ - остаточная толщина стенки трубы с дефектом, выявленная по результатам диагностического обследования, м;

5К - предельная толщина стенки трубы, определяемая из условия опасности дефекта стенки трубы, м.

Исследованиями Черняева К.В. были установлены прочностные критерии степени опасности дефектов. Исходя из этого, значение 5К было рассчитано при достижении кольцевых напряжений в вершине дефекта предела текучести материала трубы.

Учитывая, что периодичность внутритрубного обследования составляет пять лет, особое значение приобретает прогнозирование развития дефектов в пределах указанного срока и определение сроков безопасного их ремонта. За потенциально опасные принимаются—-дефекты, долговечность которых составляет менее пяти лет, т.е. в этих зонах предельное состояние наступит до следующего внутритрубного обследования.

45 40 35 30

щ 25

^о 20

15 10

5 0

"Г

: • й". ♦

* *

-*

I. * :

—-7

чч* • ♦ * * .

V. •

50000 100000 150000 200000 250000 X, М

Рис. 3. Долюьечность дефектов »огери металла, обнаруженных ультразвуковым дефектоскопом «Ультраскаи»

Результаты расчетов долговечности дефектов потери металла стенки трубы по формулам (1)-(3) для нефтепровода УБКУА на учас тке «Бердяуш-Нурлипо» приведены на рис. 3 и показали, что долговечность некоторых дефектов составляет менее пяти лет. Следовательно, по мере приближения предельного состояния необходимо производить вскрытие трубы в местах расположения этих дефектов, дополнительный диагностический контроль и по результатам этого контроля принимать решение об изменении режима перекачки или об их устранении. Информацию о долговечности всех остальных дефектов необходимо занести в банк данных по геометрическим

особенностям дефектов с целью уточнения модели их развития во времени при повторных пропусках диагностических приборов.

В четвертой главе исследовано напряженно-деформированное состояние грунтового массива в карстовой зоне. Принимая, что деформации грунта не выходят за пределы упругих, были получены зависимости для определения вертикальных и горизонтальных перемещений грунта над полостью. Расчеты показали, что наряду с вертикальными имеют место и горизонтальные перемещения, которые на глубине порядка 0 - 2 м имеют максимальную величину. Поэтому для трубопроводов, которые укладываются в грунт обычно на глубину до двух метров, необходимо учитывать продольные перемещения грунта.

Для определения критериев, характеризующих степень устойчивости массива грунта над полостью, были изучены условия образования карстовых воронок. Используя уравнение предельного равновесия, т.е. приравнивая величины сил трения и сцепления к величине силы тяжести столба грунта над карстовой полостью, было получено достаточное условие образования провала из карстовой полости, разрешенное относительно ее диаметра D0 в метрах

Í 7 ~ ^

г> тгт • 2 ^Ч^ёФгр i гл\

D0=2H0 sin ф ! + -—£- +--- 1-—-р— , (4)

V Ч ГгрН0 J ^ 1-nJ

где По - глубина расположения полости, м; сгр - сцепление грунта, Па; ф,р - угол внутреннего трения грунта, град; firp - коэффициент поперечной деформации грунта; Угр - удельный вес грунта, Н/м3.

С целью выявления опасных участков газопроводов, пересекающих карстовые полости, в соответствии с формулой (4) были построены эквипотенциальные поверхности предельного равновесия суглинистого грунта в карстовом массиве при различной степени его водонасыщениости (рис. 4).

Так как по данным геофизических изысканий глубина расположения карстовых полостей находится в диапазоне 3-20 м, то значения шкалы Но были ограничены этими величинами.

О0, М

----------------------20-----15------10--------5 0 5 10 15 20

3 5

7

5 9 £ 11 13 15 17 19

-УУ=0---\Л/=0,9

Рис. 4. Зависимость предельно допустимого диаметра карстовой полости от ее глубины для грунтов различной водонасыщенности

Сравнение кривых предельного равновесия (рис. 4) показало, чю с увеличением водонасыщенности грунта над карстовой полостью его несущая способность уменьшается. 'Таким образом, опасность провалов и возникновения в трубе недопустимых деформаций и напряжений резко возрастает. Анализ НДС грунта над карстовыми полостями Пермской области показал, что в период его интенсивного водонасьпценпя, практически все они становятся неустойчивыми.

Поскольку при образовании карстовой полости на глубине заложения трубопровода имеют место значительные горизонтальные перемещения грунта, то они будут вызывать перемещения трубопровода в горизонтальном направлении. Пои ому возникае т задача определения напряжений и деформаций при продольных перемещениях трубопровода, расположенного в карстовой полости.

Грунт' над карстовой полостью и в прилегающих к ней зоне в горизонтальном направлении будет перемещаться к центру полости. При

этом на поверхности находящегося в этой зоне трубопровода возникнут касательные усилия. Поэтому часть трубопровода в рассматриваемой зоне будет подвергаться сжатию, а более удаленная от центра часть - растяжению из-за защемляющих свойств фунта.

Так как свойства грунта на прилегающих к карстовой полости участках практически одинаковы, то трубопровод перемещается в продольном направлении симметрично относительно центра карстовой полости. Поэтому достаточно исследовать НДС трубопровода, расположенного по одну сторону от центра полости. На рис. 5 приведена расчетная схема участка трубопровода, который условно разбит на три части О, В и Б. Предполагается, что на участке О с грунтом взаимодействует только верхняя половина поверхности трубы и сопротивление грунта пропорционально продольным перемещениям трубы. Левый конец этого участка (х = 0) является неподвижным в горизонтальном направлении, что следует из условия симметричности поставленной задачи. На участке В сопротивление грунта продольным перемещениям трубы предполагается равным предельному сопротивлению грунта при сдвиге. На участке Б сопротивление грунта пропорционально продольным перемещениям трубы. Правый конец этого участка (х = 13) защемлен в грунте и неподвижен в горизонтальном направлении.

О В Б

М0 = Р) _*«' * » 1x2 1x3 _

Согласно расчетной схеме были получены дифференциальные уравнения равновесия относительно перемещений и зависимости изменения продольных перемещений и усилий по длине рассматриваемого участка трубопровода.

12 '

Ь

Рис. 5. Расчетная схема участка трубопровода

а) х -

X, ч

Рис. 6. Значения продольных перемещении и усилий в газопроводе, расположенном в карстовой полости: а) расчетная схема газопровода; б) продольные перемещения; в) продольные напряжения

Результаты расчета продольных перемещений и усилий по этим зависимостям для газопровода 1420x15,7 мм, расположенного в карстовой полости диаметром 30 м, прилегающий к полости грунт - суглинок с характеристиками, соответствующими низкому водонасыщению, при Р = 5,5 МПа и Л{ = 30 °С, приведены на рис. 6.

Продольные перемещения (см. рис. 6 б) имеют максимум на участке В при некотором значении координаты х, которая зависит от размера полости и свойств грунта.

Следует отметить, что имеющие место в центральной зоне О сжимающие усилия могут быть причиной потери продольной устойчивости трубопровода (см. рис. 6 в). Усилия в зоне предельного равновесия меняются по линейному закону. Здесь наблюдаются максимальные растягивающие усилия, которые могут привести к разрыву трубопровода по поперечному сечению. На участке О растягивающие усилия постепенно уменьшаются и в пределе при 13 —> со стремятся к Ыю.

На трубопровод наряду с нагрузками от грунта значительное воздействие оказывают эксплуатационные нагрузки (внутреннее давление) и нагрузки, связанные с изменением климатических условий (температурный перепад). При определенном их сочетании может быть исчерпан прочностной запас трубы. Анализ изменения НДС трубопровода под действием эксплуатационных нагрузок показал, что при более высоких давлениях влияние температурного перепада сглаживается, т.е. трубопровод, расположенный на закарстованном участке, испытывает на значительной его части только растягивающие напряжения.

Тем не менее, следует отметить, что максимальные сжимающие напряжения для температурного перепада (А1=50 °С) при малых давлениях (Ран = {1 ;3} МПа) превосходили кольцевые напряжения в три и более раза. Оказывалось, что при малых давлениях эти напряжения составляют 30-35 % от предела текучести (рис. 7).

Р.Н, МПа

Рис. 7. Долп опасных сжимающих напряжений от предела текучести (в процент'ах) в зависимости от внутреннего давления при Дг=50 °С

Результаты анализа НДС трубопровода, расположенного в карстовой полости при продольных перемещениях позволили разработать «Методические рекомендации по расчету напряженно-деформированного состояния и прочности газопровода, проходящего по карстовой территории», утвержденные заместителем Председателя Правления РАО «Газпром» В.В. Ремизовым 3 марта 1999 г.

Для оценки достоверности результатов, полученных с помошыо разработанной модели с использованием сплайн-интерполяции третьего порядка, была произведена обработка данных замеров суммарных продольных напряжений на газопроводе Ужгородского коридора, проходящем в карстовой зоне, которая позволила выделить изгибную и осевую составляющую продольных напряжений. В ходе проведения замеров были изучены две схемы нагружения трубы: в одном случае производилась разгрузка трубы от гр>нта и отсутствовало рабочее давление, в другом — замеры производились при наличии рабочего давления и засыпанной трубе. Физико-механические характеристики грунта на участках В и Б при расчетах принимались равными: с,р - 28000 Па; фф = 22 у1р = 19000 Н/м3; сх0 - 2,6 МПа/м. В связи с изменением схемы нагружения производился учет взаимодействия трубы с грунтом на участке О. Значения осевой составляющей продольных напряжений, полученные расчетным и экспериментальным путем для этих случаев нагружения трубы, приведены в таблице.

Таблица

Сравнение расчетных значений продольных напряжений с экспериментальными

Параметры нагружения Расположение Осевая составляющая продольных напряжений, МПа Относительная погрешность, %

эксплуатационные взаимодействие с грунтом (на участке А) эксперимент Расчет

Р = 0, Д1 = 0 У) -0,7172 Сечение (1) -38,30 -46,27 -21

Сечение (2) -22,45 -27,36 -22

Р = 5,5 МПа А1 = 0 У! = 0,972 Сечение (1) -23,26 -20,77 И

Сечение (2) 1,49 1,84 -24

Расхождения между экспериментальными и расчетными значениями могут быть связаны с неточностью в определении размеров карстовой полости. Вместе с тем, качественная картина изменения НДС трубопровода подтверждает достоверность предложенной модели.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. В работе предложен новый подход, позволяющий оценить надежность основных элементов системы трубопроводного транспорта с учетом степени информативности эксплуатационных параметров, на основе которого были разработаны методы оценки технического состояния отдельных объектов магистральных трубопроводов в зависимости от их типа и режимов эксплуатации.

2. Разработан алгоритм использования адаптивного обнаружителя для выявления моментов нарушения закономерности в регулярных данных. По

результатам исследования информативности эксплуатационных характеристик ГПА были выявлены 14 наиболее значимых параметров, характеризующих состояние агрегата, из имеющихся 37. При этом

___установлено, что наиболее высокой информативностью обладают осевые--------

смещения ротора турбины наг нетателя.

3. Предложены расчетные формулы для оценки долговечности дефектного участка магистрального трубопровода при неравномерной механохимической коррозии с учетом концентрации напряжений. Реализация эгой методики позволяет прогнозировать рост дефектов потери металла стенки и выявлять потенциально опасные дефекты до наступления предельного состояния трубопровода.

4. В результате исследования взаимодействия участка газопровода, расположенного в карстовой зоне, с прилежащим грунтом разработана математическая модель напряженно-деформированного состояния при его продольных перемещениях, на основе которой была получена методика оценки его прочности. Установлено, что в результате сезонного изменения свойств грунта максимальные продольные напряжения при большой водонасыщснности грунта увеличиваются на 15 % по сравнению со случаем его малой водонасыщснности. Проведенная оценка достоверности полученных результатов показала, что расхождение .между экспериментальными и расчетными значениями составляет не более 25 %.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Фазлетдинов P.A., Коробков Г.Б. Параметры технического диагностирования магистральных нефтепроводов. Тезисы докладов научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Уфа: Издательство УГНТУ, 1995.- с. 79.

2. Бахтизин Р.Н., Коробков Г.Е., Фазлетдинов P.A. Об использовании адаптивных обнаружителей для решения вопросов технического диагностирования в трубопроводном транспорте. Тезисы докладов Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» Уфа: Издательство УГНТУ, 1995.-е. 127.

3. Мугаллимов Ф.М., Кунафин Р.Н., Абдуллаев A.A., Фазлетдинов P.A. Обследование участка магистрального нефтепродуктопровода диагностическим прибором "РЕУД-500". Тезисы докладов Всероссийской научно-технической конференции "Проблемы нефтегазового комплекса России". - Уфа: Издательство УГНТУ, 1996.- с. 138.

4. Фазлетдинов P.A., Шаммазов A.M., Коробков Г.Е. Информативность отдельных признаков в раннем диагностировании процессов трубопроводного транспорта. Тезисы докладов научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых.- Уфа: Издательство УГНТУ, 1996,- с. 34.

5. Фазлетдинов P.A., Бахтизин Р.Н., Коробков Г.Е. Обработка результатов измерений эксплуатационных характеристик для целей диагностики. Тезисы докладов научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых,- Уфа: Издательство УГНТУ, 1995.- с. 79.

6. Бахтизин Р.Н., Коробков Г.Е., Фазлетдинов P.A., Хоменко А.Ю. Алгоритмы для автоматизации обнаружения нарушений закономерностей работы объектов трубопроводного транспорта по экспериментальным данным. Тезисы докладов Всероссийской научно-технической конференции "Техническая диагностика, промышленная и экологическая безопасность". -Уфа, УГНТУ, 1996,- с. 64-65.

7. Коробков Г.Е., Бахтизин Р.Н., Фазлетдинов Р. А. Метод раннего технического диагностирования оборудования системы нефтепродуктообеспечения //«Транспорт и хранение нефтепродуктов», 1997, № 10-11, с. 8-9.

8. Фазлетдинов P.A., Коробков Г.Е. Об области практического

применения адаптивного обнаружителя в трубопроводном транспорте Тезисы докладов 48-й конференции молодых ученых, аспирантов и студентов Уфа: Издательство УГНТУ, 1997,- с. 65.

9. Фазлетдинов P.A., Моисеев К.В. Сложности эксплуатации магистральных трубопроводов, проложенных в карстовой территории. Тезисы докладов 49-й конференции молодых ученых, аспирантов и студентов Уфа: Издательство УГНТУ, 1998.- с. 67.

10. Фазлетдинов P.A., Коробков Г.Е., Зарипов P.M., Чичслов В.А.

К вопросу взаимодействия магистрального трубопровода и карстовой полости. Тезисы докладов Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» Уфа: Издательство УГНТУ, 1998,- с. 65.

11. Фазлетдинов P.A., Шаммазов A.M. Общее решение для определения перемещений и усилий при продольных перемещениях подземного трубопровода на закарстованном участке. «Транспорт и хранение нефтепродуктов», 1998, № 10, с. 20-23.

12. Фазлетдинов P.A. Расчеты продольных перемещений и напряжений на участке подземного газопровода, расположенного в карстовой полости. Тезисы докладов Всероссийской научно-технической конференции «Повоселоиские чтения» Уфа: Издательство Фонда содействия развитию научных исследований, 1999.-е. 11.

13. Фазлетдинов P.A. Защита участков подземных газопроводов, проложенных в карстовых районах, от чрезмерных продольных перемещений. Тезисы докладов Всероссийской научно-технической конференции «Новоссловские чтения» Уфа: Издательство Фонда содействия развитию научных исследований, 1999,- с. 10.

14. Фазлетдинов P.A. Способы конструктивной защиты участков подземных газопроводов, проложенных в карстовых районах, от чрезмерных продольных перемещений. Сборник ciaieti Всероссийской науши-технической конференции «Новоссловские чтения» Уфа: Издательство

Фонда содействия развитию научных исследований, 1999,- с. 153-157.

15. Фазлетдинов P.A., Шаммазов A.M., Зарипов P.M. Анализ результатов по расчетам перемещений и напряжений при продольных перемещениях подземного трубопровода на закарстованной территории. Сборник статей Всероссийской научно-технической конференции «Новоселовские чтения» Уфа: Издательство , 1999.- с. 211-220.

16. Фазлетдинов P.A. К расчету напряженно-деформированного состояния подземного трубопровода в карстовой зоне. Тезисы докладов V Международной научной конференции «Методы кибернетики химико-технологических процессов (КХТП-У-99)». Т.2, Кн.2.- Уфа: Издательство УГНТУ, 1999,- с. 148.

17. Зарипов P.M., Коробков Г.Е., Чичелов В.А., Фазлетдинов P.A. Расчет напряженно - деформированного состояния и прочности магистральных газопроводов, проложенных по карстовой территории. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999. - 76 с.

Соискатель

P.A. Фазлетдинов

Фонд содействия развитию научных исследований Лицензия ДР№ 030678 от 22.01.96 Подписано к печати17.0].00. Бумага писчая. Тираж 100 экз. Зак. 158. Отпечатано по методу ризографии

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. КРАТКИЙ ОБЗОР НАУЧНЫХ РАБОТ ПО МЕТОДАМ ИЗУЧЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОБЪЕКТОВ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА

1.1. Методы диагностики технического состояния магистральных трубопроводов

1.2. Обзор работ по оценке прочности и долговечности линейной части магистральных трубопроводов с дефектами коррозионного происхождения

1.3. Обзор публикаций, посвященных исследованиям напряженно-деформированного состояния трубопроводов в нестандартных условиях эксплуатации

1.4. Классификация информации, использующейся для оценки технического состояния магистральных трубопроводов и формулировка задач исследования

ГЛАВА 2. ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОБЪЕКТОВ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА ПО ЭКСПЛУАТАЦИОННЫМ

ХАРАКТЕРИСТИКАМ

2.1. Построение адаптивных обнаружителей для определения гидравлического состояния объектов трубопроводного транспорта

2.2. Выбор наиболее информативных параметров для целей диагностики по результатам исследования эксплуатационных характеристик газоперекачивающих агрегатов

2.3. Оценка достоверности обследования трубопровода внутритрубным диагностическим прибором

2.4. Выводы по главе

ГЛАВА 3. ОЦЕНКА И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ

3.1. Анализ информации, полученной при обследовании линейной части магистральных трубопроводов внутритрубными инспекционными снарядами

3.2. Алгоритм расчета номинальных напряжений в трубопроводе

3.3. Переход от номинальных напряжений к локальным в зонах концентрации напряжений для дефектов коррозионного происхождения

3.4. Расчет участка магистрального трубопровода на коррозионную долговечность при наличии в стенке дефекта потерь металла коррозионного происхождения

3.5. Сравнение полученных результатов с расчетами долговечности по традиционным методикам

3.6. Выводы по главе

ГЛАВА 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО

СОСТОЯНИЯ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА В СЛОЖНЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИССЛЕДОВАНИЯ ЕГО НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ

4.1. Характеристика карстовых массивов, расположенных в Пермской области

4.2. Напряженно-деформированное состояние грунтового массива в карстовой зоне

4.3. Напряженно-деформированное состояние подземного трубопровода, расположенного в карстовой полости, при его продольных перемещениях

4.4. Определение НДС газопровода, проходящего над карстовой полостью, при его продольных перемещениях

4.5. Оценка достоверности полученных результатов исследования

Проблема повышения надежности и безопасности трубопроводного транспорта является одной из наиболее актуальных в отрасли. Несмотря на снижение загрузки магистральных трубопроводов (МТ), их аварийность по-прежнему остается на высоком уровне. Число отказов магистральных нефтепроводов на сегодняшний день составляет 0,12 аварий в год на тысячу километров [54].

Во многом это объясняется тем, что при эксплуатации объектов МТ невозможно учесть весь комплекс информации об их техническом состоянии. Тип и характеристики информации зависят от вида объекта МТ, режима, срока и условий его эксплуатации.

Так, например, при определении технического состояния газоперекачивающих агрегатов (ГПА) используются, как правило, данные вибродиагностики, что составляет только 10 % от всей контролируемой информации.

Старение линейной части (JI4) МТ, и, как следствие, неравномерная коррозия в зонах концентрации напряжений, является, на сегодняшний момент, одной из главных причин их аварийности. Многие трубопроводы к настоящему времени имеют значительный срок эксплуатации: 25 % трубопроводов работает уже более 20 лет, 38 % ~ 10 - 20 лет, а 5 % "перешагнули" нормативный рубеж - 33 года.

К 2000 году доля нефтепроводов с возрастом более 20 лет составит 73 %, а более 30 лет - 40,6 %. Статистика закономерно связывает аварийные ситуации на МТ со сроками их эксплуатации. Анализ причин аварий по АК «Транснефть» в 1996 году показывает, что основными из них являются: повреждение трубопроводов в результате внешних воздействий (23 аварии); брак, допущенный при строительно-монтажных работах (СМР) и отступлениях от проектных решений (13 аварий); наружная коррозия и появление, напряжений в результате изменения геологических условий (13 аварий). Но если предсказать аварии, связанные с нарушением технологии проектирования, строительства и эксплуатации ЛЧ МТ практически невозможно, то прогнозировать рост коррозии в дефектных участках ЛЧ МТ стало осуществимо с начала проведения работ по внутритрубной диагностике.

Особую трудность представляет также обеспечение надежности трубопроводов, эксплуатируемых в условиях, которые определяются как нестандартные. В частности, к нестандартным относятся условия прокладки трубопровода по территории с изменяющимися во времени геологическими условиями, как то деформация земной поверхности, вызванная карстовыми процессами высокой интенсивности. Они представляют значительную опасность для хозяйственных объектов многих регионов России, в том числе и для МТ.

Изменение гидрогеологических условий в карстовой зоне при строительстве и эксплуатации газопроводов привело к активизации эрозионных процессов, способствующих развитию карста. Более половины ранее засыпанных воронок в настоящее время проседают. Наблюдаются просадки грунта на отдельных участках трассы под нитками газопроводов, которые приводят к возникновению недопустимых напряжений, способных привести к разрыву стенки трубы. Примером отказов газопровода, вызванных воздействием карстовых образований, является авария на участке 1951 км газопровода «Уренгой - Центр II», которая произошла в Ординском районе Пермской области в феврале 1995 года. Характер разрушения газопровода свидетельствует о том, что методы расчета НДС, используемые при проектировании магистральных газопроводов, не учитывали совместную деформацию трубы и грунта под воздействием эксплуатационных и природно-климатических нагрузок.

Отсутствие систем постоянного контроля состояния объектов, неполное использование данных внутритрубной диагностики для оценки ресурса эксплуатируемых трубопроводов, иногда и недостаточная достоверность данных диагностических приборов не позволяют точно судить о состоянии исследуемого объекта.

Одним из путей дальнейшего повышения надежной и безопасной эксплуатации объектов МТ является последовательная реализация выбора наиболее информативных параметров, характеризующих их техническое состояние, разработка методов оценки и прогнозирования технического состояния этих объектов с учетом видов, условий и сроков эксплуатации.

Целью работы является разработка методов оценки технического состояния магистральных трубопроводов с учетом степени информативности эксплуатационных параметров.

Основными задачами исследования являются:

1) выявление наиболее информативных диагностических признаков и обнаружение моментов нарушения закономерностей объектов МТ по эксплуатационным характеристикам;

2) оценка и прогнозирование технического состояния ЛЧ МТ с дефектами местной и локальной коррозии, выявленными по результатам внутритрубной дефектоскопии с учетом концентрации напряжений;

3) установление наиболее опасных карстовых проявлений, пересекающих трассы трубопроводов, путем исследования механизма их образования;

4) разработка математической модели напряженно-деформированного состояния (НДС) при продольных перемещениях газопровода, проложенного в карстовой зоне, и оценка его прочности.

Научная новизна работы.

1. На основании выполненного анализа информативности комплекса эксплуатационных характеристик газоперекачивающих агрегатов (ГПА) для диагностики их технического состояния установлен определяющий параметр - временной ряд осевых смещений ротора нагнетателя.

2. Разработана модель долговечности участка трубопровода с дефектом потери металла при неравномерной механохимической коррозии с учетом концентрации напряжений в вершине дефекта.

3. Впервые поставлена и решена задача оценки НДС трубопровода, проходящего по карстовой территории, при продольных перемещениях, по результатам которой была разработана методика оценки его прочности.

На защиту выносятся:

• метод расчета долговечности участка трубопровода с дефектом потери металла при неравномерной механохимической коррозии по результатам внутритрубной диагностики;

• методы расчета продольных напряжений, перемещений и оценки прочности подземного трубопровода, расположенного в карстовой зоне, под воздействием эксплуатационных и природно-климатических нагрузок.

Практическая ценность работы. Разработанные по результатам исследований в диссертационной работе алгоритмы и программы по расчету долговечности участка трубопровода с дефектом потери металла могут быть использованы при выявлении потенциально опасных дефектов из числа обнаруженных при внутритрубной дефектоскопии.

Составленные на основе предлагаемой в диссертационной работе модели НДС газопровода, проходящего в карстовой зоне, при продольных перемещениях программы могут быть использованы при проектировании конструктивных мер противокарстовой защиты, а также в учебном процессе.

Результаты выполненных автором и при его участии исследований вошли в «Методические рекомендации по расчету напряженно-деформированного состояния и прочности газопровода, проходящего по карстовой территории», утвержденным заместителем Председателя

Правления РАО «Газпром» В.В. Ремизовым 3 марта 1999 г. Разработанные методики внедрены также в учебный процесс в виде пособия «Расчет напряженно-деформированного состояния и прочности магистральных газопроводов, проложенных по карстовой территории».

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались на Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России», Уфа, 1995 г.; Всероссийской научно-технической конференции "Техническая диагностика, промышленная и экологическая безопасность", Уфа, 1996 г.; международной научно-технической конференции "Проблемы нефтегазового комплекса России", Уфа, 1998 г.; Всероссийской научно-технической конференции «Новоселовские чтения», Уфа, 1999 г.; V Международной научной конференции «Методы кибернетики химико-технологических процессов (КХТП-У-99)». По результатам исследований опубликовано 16 научных работ и одно учебно-методическое пособие.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка литературы. Содержание работы изложено на 162 страницах машинописного текста, 32 рисунках, 15 таблицах; список литературы включает 167 наименований.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. В работе предложен новый подход, позволяющий оценить надежность основных элементов системы трубопроводного транспорта с учетом степени информативности эксплуатационных параметров, на основе которого были разработаны методы оценки технического состояния отдельных объектов магистральных трубопроводов в зависимости от их типа и режимов эксплуатации.

2. Разработан алгоритм использования адаптивного обнаружителя для выявления моментов нарушения закономерности в регулярных данных. По результатам исследования информативности эксплуатационных характеристик ГПА были выявлены 14 наиболее значимых параметров, характеризующих состояние агрегата, из имеющихся 37. При этом установлено, что наиболее высокой информативностью обладают осевые смещения ротора турбины нагнетателя.

3. Предложены расчетные формулы для оценки долговечности дефектного участка магистрального трубопровода при неравномерной механохимической коррозии с учетом концентрации напряжений. Реализация этой методики позволяет прогнозировать рост дефектов потери металла стенки и выявлять потенциально опасные дефекты до наступления предельного состояния трубопровода.

4. В результате исследования взаимодействия участка газопровода, расположенного в карстовой зоне, с прилежащим грунтом разработана математическая модель напряженно-деформированного состояния при его продольных перемещениях, на основе которой была получена методика оценки его прочности. Установлено, что в результате сезонного изменения свойств грунта максимальные продольные напряжения при большой

123 водонасыщенности грунта увеличиваются на 15 % по сравнению со случаем его малой водонасыщенности. Проведенная оценка достоверности полученных результатов показала, что расхождение между экспериментальными и расчетными значениями составляет не более 25 %.

1. Абдуллин И.Г., Худяков М.А. Расчет и конструирование коррозионностойкого нефтегазового и нефтегазопромыслового оборудования. - Уфа: Изд-во УНИ, 1992 - 91 с.

2. Азметов Х.А. Влияние ползучести грунтов на устойчивость подземных трубопроводов // Нефтепромысловое строительство. М.: ВНИИОЭНГ, 1982.-№ Ц.-с.З.

3. Айнбиндер А.Б., . Камерштейн А.Г. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. М.: Недра, 1982. - 340 с.

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

5. Алгоритмы и программы восстановления зависимостей/ Под ред. В.Н. Вапкина,- М.: Наука, 1984.- 816 с.

6. Александров П.А., Харионовский В.В. Расчет подземных трубопроводов в условиях пучения грунта / Сб. научн.тр. М.: ВНИИГАЗ, 1986. - с.37-44.

7. Андерсон Т. Введение в многомерный статистический анализ. М., Физматгиз, 1963.- с. 369-384.

8. Байков И.Р. Методы оперативного контроля при эксплуатации магистральных нефтепроводов с учетом априорной информации/Автореферат на соискание ученой степени канд. техн. наук. -Уфа, 1986. Ротапринт УНИ.- 21с.

9. Байков И.Р., Жданова Т.Г., Гареев Э.А. Моделирование технологических процессов трубопроводного транспорта нефти и газа, УНИ, 1994,-128 с.

10. Барышпольский Е.М. К расчету подрабатываемых трубопроводов на воздействие горизонтального сдвижения грунта. Тр. ВНИМИ. Сб. 61. Изд., ВНИМИ, 1966.

11. Белов В.М. Дефектоскопия потенциально опасных участков трубопроводов методом акустической эмиссии// Безопасность труда, 1994. -N7. -с.14-17.

12. Биргер И.А. Техническая диагностика. М.: "Машиностроение", 1978.-240 с.

13. Блинова Л.П., Колесников А.Е., Лангас Л.Б. Акустические измерения. М.: Издательство стандартов, 1971.-271 с.

14. Бородавкин П.П. Механика грунтов в трубопроводном строительстве. М.: Недра, 1976. - 280 с.

15. Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы (проектирование и строительство). М.: Недра, 1982. - 384 с.

16. Бородавкин П.П. Подземные трубопроводы. М.: Недра, 1973.303 с.

17. Бородавкин П.П., Березин В.Л., Быков Л.И., Григоренко П.Н.

18. Вопросы проектирования и эксплуатации подземных магистральных нефте-и продуктопроводов / Тем.обзор. Сер. «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М.: ВНИИОЭНГ, 1972. - 83 с.

19. Бородавкин' П.П., Быков Л.И. Яблонский B.C. Расчет устойчивости подземных трубопроводов // Строительство трубопроводов. -1963. № 5. - с.5 - 7.

20. Бородавкин П.П., Быков Л.И., Григоренко П.Н. Влияние ползучести грунта на величину перемещений подземных нефтепроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1971. -№2. - с.7-10.

21. Бородавкин П.П., Быков Л.И., Григоренко П.Н. Расчет напряженного состояния трубопроводов с учетом реологических свойств грунта // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1971.-№ 1.-С.21-23.

22. Бородавкин П.П., Синюков A.M. Прочность магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1984. - 226 с.

23. Бородавкин П.П., Таран В.Д. Трубопроводы в сложных условиях. -М.: Недра, 1968.-303 с.

24. Бородавкин П.П., Хигер М.Ш. К теории продольных перемещений трубопроводов в грунте при ползучести // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1.976. - №3. - с.5-7.

25. Бородавкин П.П., Хигер М.Ш. Модель системы труба-грунт для определения продольных перемещений трубопровода // Строительство трубопроводов. 1977. - №5. - с.24-25.

26. Бородавкин П.П., Хигер М.Ш., Николаев Н.В. Вопросы проектирования и эксплуатации трубопроводов на торфяных грунтах Западной Сибири / Тем.обзор. Сер. "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". М.: ВНИИОЭНГ, 1978. - 67 с.

27. Бородавкин П.П., Щадрин О.Б., Сулейманов И.Н. Расчетпродольных перемещений подземных трубопроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1971. - №5. - с.5-7.

28. Бровкина Л.Б., Бровкин Б.А. Система диагностики состояния вращающихся машин// Энергохозяйство за рубежом.- 1986.- № 2.- с. 7-11.

29. Быков Л.И., Григоренко П.Н., Шувалов В.Ю. Оценка напряженно-деформированного состояния сложных участков трубопроводов // Нефть и газ. 1997. - №1. - с. 145-148.

30. Васильев Н.П., Елисеев М.Я. Проектирование и сооружение магистральных трубопроводов в Западной Сибири. М.: Недра, 1967. - 149 с.

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

32. Вибрационный контроль технического состояния газотурбинных газоперекачивающих агрегатов /Ю.Н. Васильев, М.Е. Бесклетный, Е.А. Игуменцев и др.- М.: Недра, 1987.- 197 с.

33. Виноградов C.B. Влияние основания на напряженно-деформированное состояние подземной трубы. // Расчет сооружений, взаимодействующих с окружающей средой. М.: 1984. - с.24-29.

34. Виноградов C.B. Определение предельных напряжений в трубопроводах // Строительство трубопроводов. 1969. - №10. - с.21-23.

35. Виноградов C.B. Расчет подземных трубопроводов на внешние нагрузки. M.: Стройиздат, 1980,- 135 с.

36. Влияние различных факторов на сероводородную коррозиюстали 20 в электролите// Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. -1983.- №3.

37. Влияние температуры на коррозию стали в торфе// Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, 1982. -№2.

38. Всесоюзное научно-техническое совещание «Проблемы вибрации ТЭС и АЭС». Тезисы докладов.- М.:1982.- с.24-25.

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

40. Галеркин Б.Г. Напряженное состояние цилиндрической трубы в упругой среде. Л.:Труды ЛИПС, 1929. - Вып. 100. - с.185-194.

41. Гареев А.Г., Насырова Н.И. Прогнозирование времени до разрушения магистральных трубопроводов в условиях коррозионного растрескивания// Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефтепродуктов. Тр. ин-та ИПТЭР, 1995. с. 61-63.

42. Гареев А.Г., Насырова Н.И. Прогнозирование долговечности оборудования, эксплуатирующегося в условиях общей механохимической коррозии// Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефтепродуктов. Тр. ин-та ИПТЭР, 1994. с. 58-59.

43. Гареев А.Г., Насырова Н.И. Прогнозирование коррозионно-усталостной долговечности магистральных трубопроводов//Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефтепродуктов. Тр. ин-та ИПТЭР, 1994. с. 55-58.

44. Гаруд И.С. Количественная оценка процесса растрескивания под действием окружающей среды. Обзор разработок и применения концепций моделирования// Современное машиностроение. Сер. Б. -1991.- №7.

45. Гидравлические расчёты в бурении // Обзорная информация. Сер. "Бурение".- М.: ВНИИОЭНГ, 1984,- Вып. 8.- с. 28-31.

46. Гоник A.A. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения. -М.: Недра, 1967.- 115 с.

47. Гусак В.Д., Альшанов А.П. Оценка срока службы участка газопровода с коррозионной каверной//Газовая промышленность, 1991.-№8.-с. 14-15.

48. Гутман Э.М. Механохимия металлов и защита от коррозии. М.: Металлургия, 1981. -269 с.

49. Дадонов Ю.А. Состояние аварийности, на трубопроводном транспорте// Безопасность труда, 1994. №7. -с.2-8.

50. Детков А.Ю., Черняев К.В. Требования к аппаратуре акустико-эмиссионной диагностики объектов магистральных нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти.- М.: Недра, 1994,- N 6. с. 22.

51. Джарджиманов A.C. Внутритрубная дефектоскопия магистральных нефтепроводов// Безопасность труда, 1994. -№ 7. -с.8-12.

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

53. Зарипов Р. М., Коробков Г.Е., Шаммазов A.M., Чичелов B.JI. Изгиб подземного газопровода, проложенного над карстовой полостью / Транспорт и подземное хранение газа: Научно технический сборник. - М.: Газпром, 1998.-№5.-с.14-22.

54. Зарипов P.M. К расчету прочности и устойчивости линейной части магистрального нефтегазопровода. Тез. докл. / Международная научно-техническая конференция «Проблемы нефтегазового комплекса России». Уфа, 1998.-c.35.

55. Зарипов P.M., Коробков Г.Е. Расчетная модель напряженно -деформированного нефтепродуктопровода в нестандартных условиях работы

56. Транспорт и хранение нефтепродуктов. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1998. -№ 10. - с.6 - 8.

57. Зарипов P.M., Коробков Г.Е., Чичелов В.А. Труба над карстовым провалом // Потенциал. Производственно технический журнал. Стройтрансгаз и ОАО «Газпром». - 1998. - № 2. - с. 66 - 72.

58. Зарипов P.M., Коробков Г.Е., Чичелов В.А. Универсальный метод расчета на прочность магистральных газопроводов // Газовая промышленность. 1998. - № 4. - с.44 - 45.

59. Зарипов P.M., Коробков Г.Е., Шаммазов A.M., Чичелов В.А. Расчет подземного газопровода при неравномерной вертикальной нагрузке в карстовом грунте / Транспорт и подземное хранение газа: Научно -технический сборник. М.: Газпром, 1998. - № 6. - с.З - 11.

60. Зарипов P.M., Чичелов В.А. Алгоритмизация расчета несущей способности газопроводов / Проблемы нефтегазового комплекса в условиях становления рыночных отношений. Сб. науч. статей. - Уфа: 1997. - с. 165.

61. Зарипов P.M., Чичелов В.А. Оценка прочности линейной части газопровода в карстовом грунте. Тез. докл. / XX школа-семинар по проблемам механики сплошных сред в системах добычи, транспорта и переработки нефти и газа. Уфа, 1997. - с. 16.

62. Зарипов P.M., Шаммазов A.M., Чичелов В.А. Расчет магистральных газопроводов в карстовом грунте. Тез. докл. / Международная научно - техническая конференция «Проблемы нефтегазового комплекса России». Уфа, 1998. - с. 36.

63. Камерштейн А.Г. Строительство трубопроводов в районах горных разработок. -М.: Госстройиздат, 1957.- 345 с.

64. Камерштейн А.Г. Условия работы стальных труб и резервы их несущей способности. М.: Стройиздат, 1966. - 242 с.

65. Камерштейн А.Г., Рождественский В.В. Расчет трубопроводов в районах горных выработок по предельному состоянию. // Строительствотрубопроводов, 1963, № 6, с. 15-21.

66. Камерштейн А.Г., Рождественский В.В., Ручимский М.Н. Расчет трубопроводов на прочность: Справочная книга. М.: Недра, 1969. - 440 с.

67. Караваев Ю.И. Защита трубопроводов от влияния горных выработок.-М.:«Недра», 1969.- 128 с.

68. Карпов Е.Г. Влияние характера и конструктивных особенностей сооружения на организацию проведения изысканий на карстоопасной территории / Научно-техн. рефер. сб. ЦИНИС. 1979. - серия 15. - Вып.6. -с.41-43.

69. Карпов Е.Г. Проектирование трубопроводов в карстовых районах // Строительство трубопроводов. 1981. - № 4. - с. 23-25.

70. Клейн Г.К. Расчет труб, уложенных в земле. М.: Госстройиздат, 1951.- 107 с.

71. Колосов Г.В. Об одном приложении теории функций комплексного переменного к плоской задаче математической теории упругости. Юрьев: Типография К. Матиссена, 1909. - 187 с.

72. Корделл Дж. JI. Внутритрубная дефектоскопия // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом.- М.: Недра, 1991,- №' 9.- с. 75-79.

73. Коробков Г.Е.,. Бахтизин Р.Н., Фазлетдинов Р. А. Метод раннего технического диагностирования оборудования системы нефтепродуктообеспечения «Транспорт и хранение нефтепродуктов», 1997, № 10-11, с. 8-9.

74. Критерий оценки коррозионного состоянии трубопроводов// Oil and Gas J.-1990.-88. № 34.

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

76. Кузнецова Е.Г. и др. Распределение потенциала и скорости растворения вдоль участка металлического трубопровода при пересеченииграницы раздела двух грунтов//Защита металлов.-1988.-24. № 5.

77. Кульбак С. Теория информации и статистика. М.: Наука, 1968.408 с.

78. Кухарев Н.М. Инженерно-геологические изыскания в областях развития карста в целях строительства. М.: Стройиздат, 1975 - 168 с.

79. Лившиц H.A., Пугачёв B.C. Вероятностный анализ систем автоматического регулирования. М., "Советское радио", 1963.82. Лиманов Ю.А., Шегенова Ж.Б. Осадки земной поверхности присооружении туннелей в кембрийских глинах, Л., 1957.- 213 с.t

80. Мазель А. Г. Надежность труб и сварных соединений при транспортировке продукта с сероводородом// Строительство трубопроводов.-1989.-№8.

81. Мартин В.И., Толмачев В.В., Ильин А.Н., Саваренский И.А. Основные задачи инженерно-геологических исследований для строительства на закарстованных территориях // Инженерная геология. 1983. - № 2. -с.59-64.

82. Мердок Дж. Контрольные карты /Пер с англ.; Предисл. Ю.П. Адлера.-М. «Финансы и статистика», 1986.- 151 с.

83. Методика определения остаточного ресурса трубопроводов с дефектами,, определяемыми внутритрубными инспекционными снарядами.-М.: АК "Транснефть". -1994. -36 с.

84. Методика оценки статической, прочности и циклической долговечности магистральных нефтепроводов. Издание ВНИИСПТнефти. Уфа, 1990. -88 с.

85. Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности магистральных газопроводов. РД 51- 4.2.- 003-97. М.: 1997. -126 с.

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

87. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. М.: "Недра", 1977.- 228 с.

88. Морозов В.Н. Магистральные трубопроводы в сложных инженерно-геологических условиях. JL: Недра, 1987. - 121 с.

89. Мышинский Э.Л., Седаков Л.П. Вибрационный контроль и диагностирование судового энергетического оборудования в процессе эксплуатации. Судостроение, 1983, № 5, с. 23-25.

90. Нацубский В.А. и др. Автоматизированная экспертно-техническая система диагностики магистральных трубопроводов // Трубопроводный транспорт нефти.- М.: Недра, 1994,- № 5.- с. 5-7.

91. Неразрушающие испытания. 41 и ЧП. Справочник, пер. с англ. под ред. Мак-Мастера. М.-Л.: Энергия, 1965. 504 с. (I часть) и 492 с. (И часть). 504 с. (I часть) и 492 с. (II часть).

92. Неразрушающий контроль металлов и изделий. Справочник. Под ред. Самойловича Г.С. М.: Машиностроение. 1976.

93. Неразрушающий контроль металлов и изделий. Справочник. Под ред. Самойловича Г.С. М.: Машиностроение. 1976.- 512 с.

94. Обследование действующих газопроводов/ЯЧреГте and Gas J.-1991.-218.№ 3.

95. Павлов Б.В. Акустическая диагностика машин. М.: Машиностроение, 1966.- 147 с.

96. Партон В. 3. Механика разрушений: от теории к практике. М.: Наука, гл. ред. Физ.-мат. Лит., 1990.- 240 с.

97. Патент CllIA:Method of detecting rubbing between rotating body &stationary body. № 4262538, 1981.

98. Петров И.П., Камерштейн А.Г., Долгов B.K. Расчет напорных стальных трубопроводов на прочность. М,: Госстройиздат, 1955. - 245 с.

99. Петров JI.H. и др. Математическая модель коррозионного растрескивания// Приборостроение. -1990. № 42.

100. Пешель М. Моделирование сигналов и систем. М.: Мир, 1981.-с. 145-151.

101. Постон Т., Стюарт И. Теория катастроф и её приложения. М.: Мир, 1980,-607 с.

102. Применение современных математических методов исследования буровых процессов // Обзорная информация. Сер. "Бурение".- М.: ВНИИОЭНГ, 1984,- с. 2-35.

103. Прочность газопромысловых труб в условиях коррозионного износа // Гутман Э.М., Зайнуллин P.C., Шаталов А.Т., Зарипов P.A. // М., Недра, 1984.- 76 с.

104. Расчет напряженно-деформированного состояния и прочности газопровода, проходящего по карстовой территории: Учеб. пособие /P.M. Зарипов и др.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999.- 74 с.

105. Руководство по статистическим исследованиям гидравлики трубопроводного транспорта. Уфа.: «ВНИИСПТнефть», 1975.- 108 с.

106. Сорочан Е.А., Троицкий Г.М., Толмачев В.В. Комплексные защитные мероприятия при строительстве на закарстованных территориях // Основания, фундаменты и механика грунтов. 1982. - № 4. - с. 16-19.

107. Старение труб нефтепроводов/ Гумеров А.Г., Зайнуллин Р. С., Ямалеев K.M., Росляков A.B.- М., "Недра", 1995.- 222 с.

108. Стояков В.М., Тимербулатов Г.Н. Оценка продольных усилий на участках газопроводов в виде арок с учетом ползучести грунта //Экспресс-информ. Сер. "Линейное трубопроводное строительство". 1987. - № 5. -с.22-26.

109. Строительные нормы и правила СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. М.: Стандарты, 1997.- 51 с.

110. Сурков Ю.П. и др. Анализ причин разрушения и механизмов повреждения магистрального газопровода из стали 17 ГС// Физико-химическая механика материалов.-1989.-25. № 5.

111. Суровцев Л. Г. и др. Проблемы защиты от коррозии трубопроводов Западной Сибири// Обз. инф. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. ВНИИ эконом., орг. производства и техн.-экон. информации в газ. промышленности. -1988. №3.

112. Тарабрин Г.Г. и др. Инженерные проблемы сохранения надёжности линейной части магистральных нефтепроводов в условиях их длительной эксплуатации // Трубопроводный транспорт нефти 1994, N5.-с. 12-14.

113. Тер-Мартиросян З.Г., Ахпателов Д,М. Напряженное состояние горных массивов в поле гравитации.- Докл. АН СССР, т. 220, 1975, № 2.

114. Технико-экономические вопросы диагностирования газоперекачивающих агрегатов // Обзорная информация. Сер. "Транспорт и хранение газа".- М.: ВНИИГазпром, 1987,- Вып. 8,- 50 с.

115. Ткаченко В.Н. и др. Исследование процессов коррозии. Коррозионная гальванопара на внутренней поверхности трубы// Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности." 1983. № 8.

116. Толмачев В.В., Ройтер В. Инженерное карстоведение. М.: Недра, 1990.- 152 с.

117. Толмачев В.В., Троицкий Г.М., Хоменко В.П. Инженерно-строительное освоение закарстованных территорий. М.: Стройиздат, 1986. -176 с.

118. Упругопластическое деформирование и предельное состояние элементов конструкций с концентраторами напряжений / М.Д. Новопашин, C.B. Сукнев, A.M. Иванов. Новосибирск: Наука. Сибирская издательскаяфирма РАН, 1995.- 112 с.

119. Фазлетдинов P.A., Коробков Г.Е. Об области практического применения адаптивного обнаружителя в трубопроводном транспорте. Тезисы докладов 48-й конференции молодых ученых, аспирантов и студентов Уфа: Издательство УГНТУ, 1997.- с. 32.

120. Фазлетдинов P.A., Коробков* Г.Е. ^Параметры технического диагностирования магистральных нефтепроводов. Тезисы докладов научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Уфа: Издательство УГНТУ, 1995.- с. 79.

121. Фазлетдинов P.A., Моисеев К.В. Сложности эксплуатации магистральных трубопроводов, проложенных в карстовой территории. Тезисы докладов 49-й конференции молодых ученых, аспирантов и студентов Уфа: Издательство УГНТУ, 1998.- с. 67.

122. Фазлетдинов .P.A., Шаммазов A.M. Общее решение для определения перемещений и усилий при продольных перемещениях подземного трубопровода на закарстованном участке. «Транспорт и хранение нефтепродуктов», 1998, № 10, с. 20-23.

123. Харионовский В.В. Повышение прочности газопроводов всложных условиях. JL: Недра, 1990. - 180 с.

124. Харионовский В.В., Курганова H.H., Клюк Б.А. Несущая способность участков газопроводов в непроектном положении // Газовая промышленность. 1987. - № 6. - с.32-35.

125. Херцберг Р.В. Деформация- и механика разрушения конструкционных материалов. Пер. с англ. A.M. Бернштейна/ Под ред. M.JI. Бернштейна, С.П. Ефименко.- М.: Металлургия, 1989, 576 с.

126. Хигер М.Ш., Кучерюк В.И., Николаев Н.В. Изгиб трубопровода на упругом основании с учетом продольных сил и перемещений // Нефть и газ Тюмени. Тюмень: 1973. - Вып. 18. - с.82-83.

127. Хигер М.Ш., Яблонский Ю.П. К исследованию ползучести продольных перемещений трубопроводов в торфяных грунтах / Проектирование, строительство и эксплуатация магистральных нефтепроводов и нефтебаз. Труды УНИ. Уфа: 1980. - с.83-86.

128. Хильбиг П., Кратцш X. Сдвижение железнодорожных рельсов, трубопроводов и кабелей в зоне влияния горных работ. «Глюкауф», 1964, № 17, с. 8-14.

129. Химмельблау Д. Обнаружение и "диагнисшка неполадок в химических и нефтехимических процессах: Пер. с англ. Л.: Химия, 1983.-С.104- 141.

130. Хоменко В.П. Геомеханическая модель провалообразования в необводненных песчаных грунтах. В кн.: Комплексные инженерно-геологические исследования для промышленного и гражданского строительства. - М.: Наука, 1984. - с.81 - 87.

131. Хоменко В.П., Зиангиров P.C. Экспериментальное изучение закономерностей формирования провалов в песках, перекрывающих карстовые полости // Инженерная геология. — 1981. -№ 2. с.28 — 32.

132. Хричиков В. В. Рост трещин в упругом теле при старении и коррозии под напряжением// Проблемы прочности.-1991.- № 2. с. 92-95.

133. Хричиков В. В. Феноменологическая модель медленно стареющих вязкоупругих материалов// Проблемы прочности. 1990.- № 7. с. 3-5.

134. Хуршудов А. Г. и др. Прогнозирование углекислотной коррозии нефтегазопроводов// Нефтяное хозяйство. -1989. -№ 11.

135. Хусанов М.Х. Магнитографический контроль сварных швов. М.:

136. Цикерман Л.Я. Долгосрочный прогноз опасности грунтовой коррозии металлов. М.: Недра, 1966.- 175 с.

137. Цыпкин Я.З. Адаптация и обучение в автоматических системах. М., Наука, 1968.-399 с.

138. Цыпкин Я.З. Основы теории обучающихся систем. М., Наука, 1970.-251 с.

139. Цытович H.A., Тер-Мартиросян З.Г. Основы прикладной геомеханики в сторительстве.: Учеб. пособие.- М.: Высш. школа, 1981.- 317 с.

140. Черняев К.В. Прогнозирование остаточного ресурса линейной части магистральных нефтепроводов на основе внутритрубной дефектоскопии. Дисс. на соиск. уч. степени канд. техн. наук. Уфа. 1995. -200 с.

141. Шаммазов A.M., Чичелов В.А., Зарипов P.M., Коробков Г.Е. Расчет магистральных газопроводов в карстовой зоне. Уфа: Гилем, 1999. 213 с.

142. Шахунянц Г.М. Земляное полотно жёлезных дорог. Вопросы проектирования и расчета. М.: Трансжелдориздат, 1953, 235 с.

143. Шахунянц Г.М. Карстовые процессы и стабильность сооружений // Путь и путевое хозяйство. 1966. № 3. - с. 18 - 21.

144. Шеннон К. Работы по теории информации и кибернетики. М.: Изд-во иностранной литературы, 1963. 827 с.

145. Шрейдер А. В. Электрохимическая сероводородная коррозиястали// Защита металлов. -1990. -26. № 2.

146. Шумайлов А.С. и др. Диагностика магистральных трубопроводов.- М.: Недра, 1992.- с. 195-224.

147. Ясин Э.М., Черникин В.И. Устойчивость подземных трубопроводов. М.: Недра, 1967. - 119 с.

148. Brown, J. ML, Optimum exponential smoothing of quality control CUSUM charts, Proc. Conf. Advances in Automatic Testing Technology, Birmingham, April 15-17, 1975, IERE, London,1977.pp.l51-160.

149. С. E. Inglis, Proceedings,Institute of Naval Architects, Vol. 55, 1913,p. 219

150. Grady Т.О., Hisey D. Pressure calculation for corroded pip developed// Oil S Gas J. 1993. -Vol. 91. -N42. p.84-89.

151. Mak D.K.B. Behavior of line pipe with long external korrosion// Material Pcrfomance.-1990.-29. № 5.

152. Mitchell J.S. The use of vibration & other operating characteristics in a comprenensive engineered monitoring system. Endevco tech. Parar. TP264, 1971, № 11. Pp.57-65.

153. The Kurtosis method of bearing damage detection. Бюллетень фирмы Enviromental Equipments Ltd.- London, S.a.

154. Trigg, D.W. and A.G. Leach, Exponential smoothing with an adaptative response rate, Oper. Res. Q., 18(1969) 53.141