автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Прогнозирование ресурса и капитального ремонта магистрального нефтепровода

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА

им. И.М. ГУБКИНА . фд

7 " АВГ 2000

На правах рукописи УДК 622.692.23.699.85

КУРОЧКИН ВЛАДИМИР ВАСИЛЬЕВИЧ

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ РЕСУРСА И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

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

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва, 2000 г.

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М.Губкина и ОАО «Гипротруболровод».

Научный руководитель -

доктор технических наук, профессор А.Д. Прохоров

Официальные оппоненты -

доктор технических наук, профессор В.Е. Шутов кандидат технических наук Е.С. Васин

Ведущее предприятие - Акционерное научно-проектное внедренческое

общество «НГС - Оргпроектзкономика»

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

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан « мая 2000 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

Защита диссертации состоится июня 2000 г. в часов в

ауд._£Е^ на заседании диссертационного совета Д 053.27.02 по защите дис-

кандидат технических наук, доцент

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы научных исследований. В настоящее время возраст основных нефтепроводов нашей страны приблизился к такому рубежу, когда остро возникает необходимость принятия научно обоснованного решения: где, когда и сколько километров нефтепроводов нужно отремонтировать, чтобы сохранить систему нефтепроводов в работоспособном состоянии.

По данным статистики протяженность трубопроводов со сроком эксплуатации более 25 лет составляет в системе нефтепроводов АК "Транснефть" свыше 22 тыс. км. Эксплуатация таких нефтепроводов связана со значительными затратами на поддержание их рабочего состояния. К этому необходимо добавить издержки, связанные с ликвидациями разливов нефти и компенсациями при потере герметичности трубопроводов.

Обеспечение надежности функционирования системы магистральных нефтепроводов АК "Транснефть" является сложной комплексной задачей. Ее решение имеет важное государственное значение, так как все потоки нефти для нефтеперерабатывающих заводов и на экспорт идут по этой системе. Поэтому вопросы надежной и безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов с каждым годом становится все актуальней.

Технологический разброс характеристик металла труб при изготовлении, деформационное старение металла, воздействие циклических колебаний рабочего давления, наличие начальных дефектов и появление при эксплуатации новых, влияние коррозионной активности среды и другие внешние воздействия не позволяют установить типовые показатели конструктивной надежности нефтепровода. Поэтому для оценки технического состояния линейной части трубопровода приходится использовать комплекс экспериментальных характеристик состояния металла, статистические сведения о внешних воздействиях на трубопровод за время эксплуатации, результаты диагностических обследований.

В данной работе рассматриваются вопросы исследования способов прогнозирования долговечности магистральных нефтепроводов и использования результатов прогноза для проектирования сроков ремонта. В процессе проведения работы испытывались образцы металла длительно эксплуатировавшихся труб анализировалась статистическая и технологическая информация о режимах перекачки нефти, разрабатывались алгоритмы для оценки долговечности и остаточного ресурса линейных участков с целью последующего использования при проектировании капитальных ремонтов трубопроводов.

Цель диссертационной работы заключается в повышении надёжности и безопасности эксплуатации магистральных нефтепроводов путем выбора оптимальных сроков капитального ремонта на основе оперативной оценки их технического состояния и остаточного ресурса.

Основные задачи исследований:

• определение вязкопластичных и прочностных свойств трубных сталей в зависимости от продолжительности эксплуатации и силовых нагружений линейной части магистральных нефтепроводов;

• исследование долговечности оболочки трубопровода при малоцикловых воздействиях внутреннего давления с учетом профилей участков трассы;

• разработка алгоритмов и программ для оценки ресурса трубопровода при длительной эксплуатации с учетом различных режимов нагружения;

• технико-экономическое обоснование объема и сроков проведения капитального ремонта трубопровода с учетом степени риска возможного ущерба.

Методы решения задач. При решении задач использовались методы прикладной математики, математической статистики, линейной механики разрушения, стандартные методы исследования механических свойств и специальные методы определения прочностных характеристик трубных сталей и методы планирования инженерного эксперимента. Для подтверждения выводов

использована инженерно- технологическая информация, полученная в реальных условиях эксплуатации трубопроводов.

Научная новизна. Впервые получены экспериментальные зависимости изменения вязкоп ластичных параметров разрушения металла труб при длительной эксплуатации и различном характере нагружения. Разработаны алгоритмы и программный комплекс, позволяющие оценить ресурс магистрального нефтепровода в процессе длительной эксплуатации. На основе данных оценки технического состояния линейных участков и разработанного метода оценки остаточного ресурса нефтепроводов предложена система выбора оптимальных сроков их капитального ремонта.

Практическая ценность и реализация результатов работы. Научные исследования выполнены в рамках программы Минтопэнерго РФ «Надежность и безопасность трубопроводного транспорта Западной Сибири», принятой в 1994 г. Материалы диссертационной работы используются при формировании программы капитального ремонта, реконструкции и технического перевооружения объектов нефтепроводного транспорта акционерных обществ магистральных нефтепроводов ЛК «Транснефть».

Научные результаты работы и программный комплекс оценки долговечности труб используются в институтах «Гипротрубопровод» и «Нефтегазпроект» при разработке проектов на реконструкцию магистральных нефтепроводов.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы и результаты исследований представлены в работах соискателя и докладывались на:

♦ международном семинаре по программе ТЕРМИ «Европейские технологии для улучшения целостности трубопроводов» (г. Уфа, 1998 г.);

♦ 9-м ежегодном международном конгрессе «Новые высокие технологии для газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи» (г. Уфа, 1999 г.);

♦ II научно-технической конференции «Проблемы безопасности и надежности трубопроводного транспорта» ( республика Беларусь, г. Новополоцк, 1999 г.), совещании главных инженеров ОАО по транспорту нефти АК «Транснефть» в г. Брянске в апреле 1999 г.;

♦ международной конференции «Трубопроводные проекты России и СНГ: состояние, перспективы и инвестиционные возможности» в Москве в октябре 1999 г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 работ. Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, выводов, списка литературы, включающего 64 наименования, и приложения. Работа содержит 149 страниц машинописного текста, 46 рисунков, 11 таблиц. Содержание работы Во введении обоснована актуальность темы диссертации. Первая глава посвящена статистическому анализу отказов на отечественных магистральных нефтепроводах, современному состоянию вопроса по тематике диссертации и определению основных факторов, влияющих на долговечность нефтепроводов. Сформулированы цель и основные задачи исследований.

Несмотря на большой срок эксплуатации, аварийность на нефтепроводах РФ, начиная с 1991 г., начала быстро снижаться. Это связано, прежде всего, с тем, что загрузка большей части нефтепроводов снизилась, соответственно уменьшились рабочие давления. Проектная загрузка осталась только на экспортных направлениях. Кроме того, большую роль в снижении аварийности, а значит и в повышении надежности и безопасности всей системы нефтепроводов начала играть внутритрубная диагностика, которая в последние годы позволяет оперативно обнаруживать дефекты и принимать меры к их выборочному устранению, что подтверждается гистограммой (рис. 1) отказов одного из крупнейших по протяженности сибирских

нефтепроводов «Омск - Иркутск», включающего 25 линейных участков ( 2,5 тыс. км.).

Тенденция снижения аварийности сохраняется также благодаря совершенствованию эксплуатационной работы. Если в 1981-85 гг. частота отказов составляла 1,5 на 1000 км трассы, то в 1986-1990 гг. - 1,33, а в 1998 г. уже 0,06.

Факторы, влияющие на возможность возникновения отказов, могут быть объединены в несколько групп: циклическая нагрузка от- избыточного внутреннего давления перекачиваемого продукта; тип труб)й и ее фактическое состояние; тип изоляции и состояние катодной защиты; агрессивные свойства грунта и наличие источников электрохимических воздействий и др. И все же основной причиной отказов линейной части трубопроводов являются коррозионный износ и малоцикловая усталость в сочетании с изменениями структуры стали труб.

1 1

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Рис.1.Динамика изменения отказов при эксплуатации нефтепровода «Омск-Иркутск»

Важно отметить, что в процессе эксплуатации линейной части механический износ труб происходит неравномерно ' вдоль трассы трубопровода. На начальных частях участков трассы после насосной станции

трубы изнашиваются и стареют более интенсивно, чем на последующих. На рис.2 представлена обобщенная гистограмма отказов труб нефтепровода «Омск - Иркутск», построенная по данным ОАО " Транссибнефть", в зависимости от места расположения события на линейном участке.

-60% отказов , 1-(Направление перекачки -

II HJIJ 1 1 II ПН ц......1.....Ц. imil ттпт 1

iiMiiiiHininniiiiiniiiiniNinHiniiiiiiiinHiiinHiiiniiiiniiiiiiminniiimiiinf

1 6 11 16 21 26 31 36 41 46 51 56 61 66 71 76 81 86 91 96

L, %

Рис.2. Гистограмма отказов вдоль линейной части магистрального нефтепровода «Омск-Иркутск» за 3 5 лет эксплуатации

Всего были учтены отказы на 25 линейных участках за 35 лет эксплуатации нефтепровода. Из этой гистограммы видно, что 60% отказов произошло на начальной части каждого участка нефтепровода (25% от длины линейного участка), в том числе 40% на первых километрах (10% от длины линейного участка). . Такая же тенденции имеет место и на других нефтепроводах, а также подтверждается исследованиями ВНИИГАЗа на действующих газопроводах. Это позволяет сделать вывод о значительном влиянии циклических нагрузок и повышенного давления на старение и изнашивание труб в начале каждого линейного участка на трубопроводах.

Научные исследования в области надежности и прогнозирования технического ресурса магистральных нефтепроводов представлены в трудах как зарубежных учёных (R.W. Bailey, W.J. Buxton, W.P. Burowss, L.F.Jr. Coffin,

A.R. Duffy, W.A. Maxey, G.T. Hahn), так и отечественных (В.Л.Березин, П.П. Бородавкин, Л.Г.Телегин, Г.Г.Васильев, Э.М.Ясин, Б.В.Самойлов, Л.И.Быков, О.М. Иванцов, А.Г.Гумеров, Р.С.Гумеров, В.Д.Черняев, К.В.Черняев, О.И.Стеклов, М.Ф.Фокин, Г.Х.Мурзаханов и др.), а также в методиках ВНИИСПТнефть, СП Энергодиагностика, ВНИИСТа, АК Транснефть, Миннефтегазстроя и др.

В этих трудах представлены, в основном, приближенные методы расчета напряженно-деформированного состояния трубопровода, базирующиеся на простых критериях однопараметрической механики разрушения и полуэмпирических уравнениях, описывающих кинетику роста трещиноподобных дефектов. Причём интерпретация и определение дефектов зависит от точности и разрешающей способности дефектоскопов, что не позволяет идентифицировать многие дефекты на начальной стадии их развития.

На основе анализа состояния вопроса по тематике диссертационной работы определены конкретные задачи научных исследований и представлена схема для оценки прогнозирования состояния нефтепровода, рис. 3.

В соответствии с этой схемой для прогноза состояния нефтепровода используется информация о профиле трассы нефтепровода, характеристики стали эксплуатирующихся труб, статистические сведения о производительности и режимах перекачки нефти, о рабочих давлениях, существовавших на трубопроводе за время его эксплуатации, об изменениях схемы объектов и переключениях насосных агрегатов.

Отличием данной схемы оценки остаточного ресурса является возможность учета многопараметрических дефектов трубопровода, находящихся в условиях объемного напряженного состояния, использование комбинированных критериев механики разрушения и кинетических уравнений роста усталостных трещин, учитывающих накопление деформационных повреждений в материале. Результаты оценок представляются графиком прогнозируемого ресурса вдоль трассы

нефтепровода от действия однотипного дефекта, что создает предпосылки для объективного сравнения линейных участков по степени опасности (риска).

Вторая глава посвящена исследованию несущей способности магистральных нефтепроводов после длительной эксплуатации и оценке состояния металла труб после длительной эксплуатации.

С первых дней эксплуатации подземных магистральных нефтепроводов происходит постепенное снижение их прочностных и деформационных свойств. Основная же часть действующих магистральных нефтепроводов эксплуатируется более 20 лет. За столь длительный период времени в металле труб под воздействием напряжений, коррозионной среды и водорода неизбежно идут процессы, снижающие физико-механические свойства стали.

Анализ факторов, вызывающих преждевременное разрушение магистральных трубопроводов, показывает, что основными причинами разрушения являются концентраторы напряжений механического происхождения (царапины, надрезы, конструктивные дефекты и т.д.) и дефекты, образующиеся в результате длительного контакта металла с коррозионной средой.

В работе представлены данные экспериментальных исследований склонности трубных сталей к деформационному старению и сопротивления его зарождению и распространению трещины, определения параметров трещиностойкости и характеристик замедленного хрупкого разрушения в условиях воздействия напряжений, коррозионной среды и водорода, проведеных на экспериментальной базе ГНЦ ЦНИИчермет.

Металл образцов труб соответствовал 8 маркам сталей: 17ГС, 17Г1С, 19Г, 14ХГС, 15ГСТЮ, 10Г2С1, 14ГН и ст.20. Близкие по химическому составу стали 17ГС, 17Г1С и 19Г составляют 81% от общего числа исследованных сталей. Всего было исследовано 106 образцов металла труб. Наиболее Жесткие условия эксплуатации были у труб в начале технологических участков.

Статистическая отчетность, Образцы металла технологические карты

Информация о дефектах (типовые и натурные)

Графики долговечности по типам металла ^ = М)

Эпюры ресурса

по участкам трубопровода

Определение объема и времени ремонта

Рис.3. Схема расчета ресурсов линейных участков

Расположение образцов труб по трассе следующее: с начала линейных участков - 28, из середины участков - 17, с конца участков - 22 образца. Срок эксплуатации составлял от 4 до 44 лет. За исходное состояние принимались свойства труб аварийного запаса из аналогичной марки стали. Усреднение значений проводилось по числу исследованных труб для каждого срока эксплуатации.

Согласно полученным данным прочность, предел текучести и пластичность стали практически не изменяются в зависимости от длительности эксплуатации.

Для выявления свойств, чувствительных к структурным изменениям, проводились испытания при динамическом и статическом изгибе образцов с надрезом из труб длительной эксплуатации, которые показали снижение характеристик сопротивления разрушению металла труб. В частности наблюдается существенное снижение ударной вязкости при испытаниях металла труб на образцах как с круглым, так и с острым надрезом. Значения критической температуры Т50 перехода металла труб из вязкого состояния в хрупкое с увеличением срока эксплуатации постепенно смещается в сторону высоких температур, и после (25-30) лет эксплуатации температурный порог хладноломкости переходит из области отрицательных температур к положительным. Это означает, что распространение трещины в трубах после данного срока эксплуатации даже при положительных температурах происходит по хрупкому механизму.

При достижении срока эксплуатации труб около 25 лет происходит резкое снижение всех величин, характеризующих сопротивляемость металла труб разрушению при статических испытаниях на изгиб образцов с острым надрезом.

Для испытаний трубных сталей была разработана методика испытания, имитирующая реальные условия эксплуатации конструкции с концентратором напряжений. Образцы труб вырезали для исследований из разных мест линейных участков нефтепроводов, т.е. на разном удалении от насосных станций, для того чтобы проанализировать изменение свойств и сопротивления разрушению металла труб в зависимости от расположения их на участке.

Анализ результатов исследований показал, что стандартные механические свойства ( ав, 00,2, 5 и ) в пределах разброса экспериментальных данных также не зависят от места расположения труб по длине участка. Однако,

характеристики сопротивления разрушению, в том числе при низких температурах, закономерно в зависимости от силовых условий эксплуатации. В частности, ударная вязкость металла труб КСи при -40°С и КСУ при +20°С закономерно ниже для труб, эксплуатирующихся в начале участков нефтепроводов, чем в конце. Причем это снижение тем больше, чем дольше срок эксплуатации.

Время до разрушения для металла труб в начале участка после 28-39 лет эксплуатации почти в 4 раза ниже, чем в конце, и в 2 раза ниже, чем в середине участка.

Таким образом, состояние металла труб магистральных нефтепроводов зависит не только от срока эксплуатации, но. и от силовых параметров, которые различны на разном удалении трубы от насосной станции; Более высокий уровень перепадов рабочего давления в трубопроводах на выходе из насосных станций, повышает средний уровень напряжений в стенке оболочки трубопровода и способствует более интенсивному протеканию процессов старения и накопления дефектов.

Третья глава посвящена математическому моделированию процессов образования и развития трещиноподобных дефектов в стенке трубопровода при циклическом изменении давления. При оценке степени опасности дефектов в трубопроводах учитывались три группы взаимодействующих факторов, определяющих текущее состояние поврежденной трубы и его изменение во времени. Первая группа включает "внутренние" факторы, такие как механические свойства металла, его неоднородность и возможное старение в процессе эксплуатации, тип и происхождение дефекта, его форма и размеры, глубина залегания, ориентация в трубе и т.д. Ко второй группе относятся факторы нагружения, формирующие в элементе трубы напряженно-деформированное состояние (НДС), переменное во времени. Такими факторами являются внутреннее давление, весовые нагрузки, нагрузки от взаимодействия с грунтом и от изменения температуры и т.п. В третью группу входят факторы непосредственного взаимодействия с внешней средой

и транспортируемым продуктом, результатом чего являются коррозионные процессы.

Наиболее простым способом консервативной схематизации дефектов является замена любых несплошностей среды трещинами, которые являются наиболее опасным видом дефектов. Этот способ удобен, поскольку требует минимума информации о дефекте. Дополнительная информация о дефекте (линейные размеры, пространственное расположение) позволяет уменьшить неточность оценки. Все локальные дефекты в трубопроводной конструкции предлагается заменять эквивалентными трещинами с заданной конфигурацией и расположением, которые, как более опасный дефект, обеспечат консерватизм замены и, как двумерный объект, требуют минимальной информации о дефекте. Что касается нетрещиноподобных дефектов (вмятина, каверна, царапина и др.), то их можно схематизировать концентраторами определенного вида.

Расчетный ресурс определяется путем моделирования развития дефекта под воздействием определенных групп факторов и анализа возможных предельных состояний поврежденного элемента. Возможное развитие дефекта анализируется на основе уравнений накопления поврежденности, записанных в терминах энергетических критериев разрушения.

Дня неострых концентраторов максимальные напряжения определяются через нагрузки и коэффициенты концентрации. Критерий прочности при статическом нагружении формулируется в виде предельной поверхности <р(сг],а2,0}) или ц/(е1,е2,ез). В качестве функции (р(<У1,(?2,щ) выступает интенсивность напряжений ст; или максимальное главное напряжение 0(. Для концентратора наступление предельного состояния соответствует возникновению от надреза трещины. Долговечность при циклическом нагружении определяется соотношениями вида

(Ао^Н = Са или (Ас:)/Ы = Са (1)

где Дсг3 и Ле3- размахи эффективных напряжений и деформаций, Ы- число циклов нагружении до предельного состояния,

п, Са Се- константы.

В случае хрупкого разрушения вводятся коэффициенты интенсивности напряжений Ки К.2, К3, соответствующие трем видам разрушения (нормальный отрыв, продольный и поперечный сдвиг). Однако при анализе стремятся выбрать расчетную схему таким образом, чтобы свести общий случай с коэффициентами КI, К2, К3 к случаю нормального отрыва с коэффициентом интенсивности К¡. Таким образом, вместо общего соотношения вида <р(К1, К2, К}) = Кс использовался критерий разрушения К] - Кс.

В случае вязкого разрушения использовались деформационные параметры, для которых критерий разрушения записывался в виде

У'(К,, К2, К3, ат) = 4 (2)

где От предел текучести, 8С - критическое раскрытие в вершине трещины. Скорость роста усталостной трещины определялась выражением:

<11Ж = С(АК^п, (3)

где ЛК/э - размах эффективного коэффициента интенсивности, связанного с размахом эффективных напряжений; Сап- константы.

Влияние механических повреждений на работоспособность трубы выражается через концентрацию напряжений и деформации. Основной количественной характеристикой концентрации напряжения для неострых дефектов является теоретический коэффициент концентраций напряжений а^. Для определения а„ механических царапин, рисок, каверн и вмятин, а также выражения для учета упругопластических деформаций в зоне концентрации с использованием коэффициентов концентрации упругопластических деформаций и напряжений К, и К, приведены уточненные формулы.

Для трещиноподобных (острых) дефектов теоретический коэффициент концентрации напряжений велик, так как радиус округления в вершине дефекта близок к нулю (менее 0,1 мм). Описывать концентрацию напряжений в таких дефектах с помощью параметра аа нецелесообразно, так как этот параметр очень чувствителен к радиусу кривизны дефекта р,

величину которого трудно измерить. Поэтому основными характеристиками концентрации напряжений в окрестности трещиноподобных острых дефектов являются коэффициенты интенсивности напряжений и деформаций. Число циклов до зарождения трещины определяется для симметричных циклов нагружения уравнением Коффина-Менсона. Для трубопроводов характерны циклические нагружения с положительным коэффициентом асимметрии, поэтому в последующих расчетах вводится эквивалентная амплитуда упругопластических деформаций.

Основными характеристиками концентрации напряжений в окрестности трещиноподобных дефектов являются коэффициент интенсивности деформаций Ки и коэффициент интенсивности напряжений К,. Приведены выражения для определения этих коэффициентов для одно- и многопараметрической трещины.

В области развития трещины диаграмма усталостного разрушения хорошо описывается известными уравнениями Пэриса - Махутова, что позволяет рассчитывать число циклов на этапе роста трещины. Однако эти уравнения являются полуэмпирическими и не учитывают накопление повреждений, вызванное деформационным и коррозионным старением материала трубы в процессе эксплуатации. Для оценки долговечности и остаточного ресурса применялась гипотеза линейного суммирования повреждений. Время, в течение которого производится суммирование, является ресурсом трубопровода в расчетной точке. При этом подсчете используется коэффициент запаса долговечности пдг. Повреждения учитываются при росте трещины как под действием циклических нагружений так и под действием статического давления.

В четвертой главе приводится классификация линейных участков нефтепроводов по особенностям профиля трассы и оценке влияния нагрузок и воздействий на технический ресурс трубопровода.

НДС стальной оболочки трубопровода зависит от внутреннего давления, которое определяется режимом перекачки нефти, профилем трассы,

инженерно-геологическими особенностями прокладки трубопровода в данном районе, определяющими условия взаимодействия трубопровода с грунтом, и т.д. Анализируя трассу нефтепровода, можно определить распределение внутреннего давления по длине трубопровода с учетом профиля трассы и работы оборудования НПС. Кроме того, при таком анализе определяются линейные участки, потенциально опасные с точки зрения прочностной, коррозионной и малоцикловой усталости.

Задача определения изменения напряжений в стенке трубопровода вдоль трассы решалась в три этапа: дискретизация участка; определение напряжений исходя из проектных условий и определение износа стенки и дефектов по трассе с целью получения реальных напряжений. В основу дискретизации положены границы элементарных участков, которыми являются изменения толщины стенки трубы, марки стали, резкие изменения рельефа и наличие осложняющих факторов по трассе.

Для оценки и учета внутреннего давления в трубопроводах был проведен анализ 330 профилей линейных участков, который позволил выделить 6 характерных групп профиля участков от ровных горизонтальных до пересекающих гористую местность с несколькими впадинами (ущельями) с высотным перепадом между отметками НПС, достигающим 200 м. Знать величину размаха колебаний рабочего давления важно при расчете долговечности трубопровода на малоцикловую усталость. Эта величина практически просто определяется на участках трассы, на которых размах колебаний линейно зависит от расстояния точки расчета до головной станции. В то же время для остальных участков необходима дальнейшая дискретизация на отрезки, в которых между крайними точками не будет возвышенности.

Динамический характер давления в трубопроводе главным образом зависит от - количества переключений магистральных перекачивающих агрегатов на НПС. Число переключений по всему нефтепроводу на разных

этапах его эксплуатации бывает неодинаковым и зависит от периода его работы, режимов перекачки, уровня автоматизации, рабочих давлений и т.д.

Спектр размахов колебаний давления в какой-либо точке по трассе участка содержит компоненты колебаний давления на головной НПС и колебаний давления на входе следующей НПС. Задача условного приведения анализируемого процесса со случайными амплитудами к регулярному с эквивалентным ростом повреждений решалась путем усреднения случайных амплитуд размахов давления за год в каждом из поддиапазонов (N25, N¡0, и N¡00), содержащем количества циклов нагружения с усредненным давлением, например, 25% от установленного рабочего (N25).

Для оценки ресурса в любой точке трубопровода предлагается строить расчетную схему. В этой схеме учитываются изменения технологической схемы данного участка нефтепровода и периоды изменения нагружений нефтепровода. Набор таких изменений и периодов создает комбинацию расчетных этапов. Оценка ресурса линейного участка по этой схеме проводилась последовательно от начала эксплуатации до текущего момента для различных магистральных нефтепроводов, результаты которой даны в главе 5.

В пятой главе дается описание процедуры оценки ресурса линейных участков с помощью разработанной расчетной системы на примере нефтепровода «Усть-Балык-Омск».

Оценка ресурса линейного участка нефтепровода производилась после подготовки исходных данных по расчетному участку, включая его нагружения, по исследованиям металлов труб и по найденным или принятым дефектам труб. В исходные данные по линейному участку входят следующие сведения: сжатый профиль участка с указанием километража дистанции и отметок высот расположения НПС, высот через каждые 500 метров, высот в точках перегибов профиля по трассе участка и в точках смены типа труб; фактическая раскладка труб с указанием марки стали, диаметра и толщины стенки труб; наличие дефектов и их расположения по трассе; места

расположения по трассе происшедших отказов с указанием даты событий; характерные периоды нагрузки участка, их количество и продолжительность каждого периода; рабочие давления, действовавшие в каждом периоде нагрузки на входе и выходе участка; параметры загруженности в поддиапазонах давления (Л^, N¡0, N75 и N¡00) в каждом характерном периоде работы линейного участка.

Исходные данные по трубам каждого участка включают в себя: перечень марок стали и характеристик труб, используемых на участке, а также данные по возможным и найденным дефектам.

После создания файла с банком исходных данных, включая плотность перекачиваемой нефти, производится расчет циклической долговечности труб, используемых на расчетном линейном участке. Расчеты ведутся отдельно по каждому линейному участку. Время эксплуатации участка разбивается на периоды эксплуатации, по каждому из них вводится свой набор исходных данных. Расчеты ведутся вручную или с помощью полуавтоматической программы ЙЕ.УСЖЗ' последовательно, начиная с первого периода до определения остаточного ресурса или до момента окончания ресурса. В каждом периоде работы участка проводится расчет для труб всех размеров и марок стали. При этом в каждом периоде используется свой спектр нагружений. Непосредственный расчет циклической долговечности труб с помощью программы ГШ81Ж8 по периодам осуществляется в следующем порядке:

♦ исходные данные считываются программой и запускаются в цикл по расчету повреждаемости П по среднегодовому спектру загруженности данного периода, т.е. для каждого количества нагружений N¡0, N75 и N¡00) по очереди. Расчеты идут по заложенному в программе диапазону размахов давления от 1 МП а до 6 МПа, начиная с 1МПа с шагом дискретизации 0,5 МПа. При расчете происходит преобразование размахов давления с ассиметричного режима на симметричный в соответствии с уравнениями главы 3;

♦ вычисленные для одного значения размаха давления величины повреждаемости Л труб для всего спектра загруженности {N25, N5а N73 и И,По) затем суммируются (ЦТ) и по формуле Т = 1/1X1 вычисляется долговечность трубы для этого значения спектра размахов давления. Такой же процесс проделывается и по другим значениям всего диапазона давлений — до 6 МПа, в результате чего получаем набор значений долговечности трубы по одиннадцати величинам давления;

♦ проводится прямолинейная аппроксимация полученных значений по долговечности и построение графика кривой долговечности Т =/(23У,Р) для данных параметров трубы и ее марки стали каждого периода эксплуатации.

На рис. 4 приведен пример рассчитанного и построенного графика долговечности для трубы с параметрами, приведенными в подрисуночной надписи, для одного периода работы участка.

Оценка ресурса всего линейного участка трубопровода производится на основе расчетных графиков долговечности труб, входящих в фактическую раскладку трубопровода, и исходных данных, относящихся к профилю трассы и раскладке труб.

Ресурс трубы Я в каждой характерной точке, которая за время эксплуатации работала в разных периодах, находится как сумма интервалов времени Л = ^ + ^ + ... + + ¡х из формулы

1 = (,/Т, + Ь/Т2 + ... + 1/Т, + г/Г,ч/, (4)

где Т1 - долговечность трубы при соответствующем спектре размахов давлений N1 и рабочем давлении Р, периода работы /'; I, - время работы трубы в каждом периоде I; 1Х - интервал времени работы трубы до окончания ресурса в том периоде в котором заканчивается ресурс.

о Н--------

2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 Р, МПя

Рис.4. Функциональные зависимости долговечности трубопровода 0 508x9,5 мм из стали МК после 20 лет эксплуатации от действующего давления при различных нагружениях: 1- при N = 140 циклов, 2 N = 120 циклов, 3 - N = 100 циклов, 4 ЧЧ = 80 циклов, 5 -Ы = 60 циклов, 6 - N = 30 циклов.

На рис. 5 приведено семейство кривых Т = ДРМ), соответствующих нагру-жениям нефтепровода в трех периодах его эксплуатации (четвертый период -будущий) и пример графика "ресурсного" цикла эксплуатации линейного участка трубопровода в характерной точке на выходе НПС. "Ресурсный" цикл эксплуатации представлен ломаной линией, которая состоит из отрезков времени работы нефтепровода (О, Ь и (3) при соответствующих давлениях Р,, Р2 и Р3я нагружениях N1, И2 а N3 в каждом из трех периодов до расчетного момента.

На графиках отмечены значения долговечности Т1 Тг и Т3 трубы (в годах) в каждом периоде при условии, что нефтепровод работал бы все время только с нагрузкой каждого периода.

На оси ординат отмечен выработанный ресурс до отказа Ях в расчетной точке А, который закончился, в данном примере, в третьем периоде. Величина ресурса соответствует сумме временных интервалов о + ^ + (х.

Рис. 5. Ресурсный цикл эксплуатации трубопровода

Используя полученные данные по циклической долговечности труб по периодам и данные по времени эксплуатации трубопровода в каждом периоде проводится проверка гипотезы линейного суммирования, а затем и вычисление и аппроксимация всего графика ресурса вдоль трассы линейного участка.

Затем производится конвертирование данных по ресурсу трубопровода в формат AutoCad и строится итоговый чертеж линейного участка с эпюрой

ресурса. На рис. 6 показан пример эпюр трех линейных участков нефтепровода — на одном участке в начале трассы ресурс трубы закончился, на другом - имеется остаточный ресурс на всем протяжении трассы, третий участок работал реверсивно.

Рис. 6. Примеры эпюр ресурсов трехлинейных участков

В результате обработки исходных данных для нефтепровода «Усть-Балык-Омск», введенного в эксплуатацию в 1967 году, была построена расчетная схема и рассчитаны по экспериментально полученным характеристикам свойств металла труб графики зависимости ресурса труб от величины давления и построены эпюры ресурса вдоль трассы нефтепровода. Найденные оценки ресурса по отдельным участкам позволили наметить в

проекте очередность ремонта линейных участков и оценить риск эксплуатации.

По результатам работы была составлена программа капитального ремонта с заменой труб для временных периодов - до 1997 г., с 1997 по 2000 г., с 2000 по 2005 г. и с 2005 по 2010 г.

Выводы

1. Экспериментальными исследованиями физико-механических характеристик металла труб, проработавших в эксплуатации 20 - 40 лет, выявлены зависимости изменения вязкопластичных свойств и параметров сопротивления разрушению металла от длительности эксплуатации и силовых условий его нагружения.

2. Разработана методика оценки циклических воздействий величины рабочего давления на долговечность трубы с учетом реального профиля трассы линейных участков. Проведена классификация линейных участков и получены практические методы учета размахов давления по трассе для оценки ресурса труб.

3. Разработаны алгоритмы и программный комплекс расчёта ресурса трубопроводов с учетом различных режимов их эксплуатации и оценки долговечности труб вдоль всего линейного участка трассы на основе анализа результатов экспериментальных исследований их работоспособности.

4. Проведенные обобщения исследований необходимого ремонта сети линейной части составляют около 10% от суммарной исследованной длины нефтепроводов. Прогноз динамики снижения остаточного ресурса нефтепроводов по результатам данной работы составляет, в среднем, ежегодно 2% при существующей нагрузке.

Основные положения диссертационных исследований опубликованы в следующих работах:

1. Курочкин В.В., Ревазов A.M., Сенцов С.И. Разработка методики оперативного реагирования на последствия рисковых событий при реализации проектов строительства магистральных трубопроводов. М.: ГАНГ им. И.М.Губкина, НТС № 2 Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт. 1998, с.56-60.

2. Курочкин В.В., Мурзаханов Г.Х. Оценка остаточного ресурса нефтепроводов с трещиноподобными дефектами. М.: РГУ им. И.М.Губкина, НТС № 3 Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт. 1998, с. 13-17.

3. Курочкин В.В., Дмитриев В.Ф., Проценко А.И. Технико-экономические аспекты формирования плана капитального ремонта нефтепровода. М.: РГУ им. И.М.Губкина, НТС № 4 Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт. 1998, с.3-8.

4. Курочкин В.В., Прогнозирование капитального ремонта трубопровода на основе его ресурса, «Транспорт и хранение нефтепродуктов», № 4, М.,1999, с.5-8.

5. Курочкин В.В., Старение нефтепроводов и капитальный ремонт, «Проблемы безопасности и надежности трубопроводного транспорта». Тезисы докладов. г.Новополоцк: ПГУ, 1999. с.10-12.

6. Курочкин В.В., Мурзаханов Г.Х., Оценка остаточного ресурса нефтепроводов с трещиноподобными дефектами, «Проблемы безопасности и надежности трубопроводного транспорта». Тезисы докладов. г.Новополоцк: ПГУ, 1999. с.55-56.

7. Курочкин В.В., Филиппов Г.А., Процессы старения и накопления дефектов при длительной эксплуатации и их влияние на сопротивление разрушению металла трубопроводов, «Проблемы безопасности и надежности трубопроводного транспорта». Тезисы докладов. г.Новополоцк: ПГУ, 1999. с.57-59.

8. Курочкин В.В., Дмитриев В.Ф., Некоторые вопросы оценки ресурса трубопровода, «Транспорт и хранение нефтепродуктов», № 8, М.,1999,

9. Синельников В.А., Филиппов Г.А., Курочкин В.В., Вдовин Г.А., Влияние длительности и условий эксплуатации магистральных трубопроводов на сопротивление разрушению металла труб, «Транспорт и хранение нефтепродуктов», № 11, М.,1999, с.7-13.

10. Научно-технический отчет по теме: Оценка остаточных параметров прочности продуктопроводов в процессе их эксплуатации, ООО «Ойл хаус консалтинг», М.: 1999.

Ц.Алфеев В.Н., Синельников В.А., Филиппов Г.А., Курочкин В.В., Вдовин Г.А. Влияние длительности и условий эксплуатации на состояние магистральных трубопроводов. М.: «Потенциал», № 1, 2000 г, с. 31-36.

с.20-23.

Соискатель

Условные обозначения

Введение

Глава 1.Анализ технического состояния магистральных трубопроводов и современных методов оценки их остаточного ресурса. Постановка задач научных исследований.

1.1. Статистический анализ отказов магистральных трубопроводов

1.2. Критический анализ современных методов прогнозирования остаточного ресурса трубопровода и постановка задач научных исследований

Глава 2. Исследование несущей способности магистральных нефтепроводов после длительной эксплуатации

2.1. Анализ факторов, вызывающих преждевременное разрушение магистральных трубопроводов^

2.2. Экспериментальное исследование сопротивления трубных сталей и сварных соединений разрушению и вариации механических свойств в зависимости от продолжительности эксплуатации трубопроводов

Глава 3. Математическое моделирование процессов образования и развития дефектов в стенке стального нефтепровода

3.1. Классификация дефектов в стальных трубах

3.2. Определение коэффициентов концентраций напряжений в области локального дефекта стальной оболочки трубопровода

3.2.1. Классические (неострые) дефекты

3.2.2. Трещиноподобные (острые) дефекты

3.3. Критерии статической прочности

3.4.Этап усталостного роста трещин (циклическая трещиностойкость)

3.5.Влияние остаточных напряжений в пластической области трещины на ее развитие

3.6. Оценка долговечности и прогнозирование остаточного ресурса

Глава 4.Исследование влияния нагрузок и воздействий на технический ресурс трубопровода

4.1. Классификация линейных участков трассы нефтепроводов

4.2. Характерные периоды работы нефтепровода

4.3. Определение размаха колебаний рабочего давления

4.4. Частоты нагружений

Глава 5. Проектная оценка ресурса эксплуатируемых нефтепроводов.

Пример расчета нефтепровода Усть-Балык-Омск

5.1 Входные данные

5.2 Блок-схема программы оценки долговечности труб

5.3 Блок-схема программы оценки ресурса линейного участка трубопровода

5.4.Пример оценки ресурса и прогнозирования капитального ремонта нефтепровода «Усть-Балык-Омск)

5.4.1. Общие сведения о нефтепроводе

5.4.2 Определение прочностных свойств образцов стали

5.4.3. Оценка технического ресурса нефтепровода, прогноз ремонта

5.4.4. Технико-экономические аспекты формирования плана капитального ремонта нефтепровода

Выводы

В настоящее время многие магистральные трубопроводы нашей страны имеют значительный срок эксплуатации. Больше всего постарели нефтяные магистрали, но и 25% газопроводов работает уже более 20 лет, 38% - 10-20 лет, а 5% перешагнули нормативный рубеж в 33 года. Статистика закономерно связывает аварийные ситуации на магистральных трубопроводах с их "возрастом".

Положение в трубопроводном транспорте никак нельзя назвать благополучным. Об этом свидетельствует значительное число аварий и их тяжесть, а также возникновение в трубах многочисленных свищей и трещин, которые приходится оперативно ремонтировать.

К концу 80-х годов стало совершенно очевидно, что трубопроводный транспорт нуждается в переводе на новый, более высокий уровень надежности и безопасности. Причем это касается в равной степени, как действующих систем, так и вновь проектируемых и строящихся.

Статистика по системе нефтепроводов ОАО АК "Транснефть" показывает, что протяженность трубопроводов со сроком эксплуатации более 25 лет составляет 21512 км, из них в Верхневолжских - 12%, в Черноморских - 19%, в ОАО "Дружба" - 8%>, в Транссибирских - 19%>, в Центральной Сибири - 4%, в ОАО "Сибнефтепровод" - 9%о, в Урало-Сибирских - 22%, в Северо-Западных - 12%), в Приволжских - 8%.

К 2000 году доля нефтепроводов с возрастом труб более 33 лет составит 40%о. Значительный возраст нефтепроводов объективно связан с увеличением риска аварий и отказов при эксплуатации. Эксплуатация таких нефтепроводов связана со значительными затратами на поддержание оборудования в рабочем состоянии, включая дорогостоящие работы по диагностике и ремонту трубопроводов. К этим затратам необходимо добавить затраты, связанные с ликвидациями последствий аварий, с локализацией, сбором и удалением нефти и нефтепродуктов при потере герметичности трубопроводов. Объективное веление настоящего времени вынуждает решать задачу по продлению лицензионных сроков эксплуатации трубопроводов с уменьшением затрат на ремонт.

В этой ситуации чрезвычайно важно иметь представление о реальном техническом состоянии эксплуатирующихся конструкций трубопроводов, например, по результатам внутритрубной диагностики, чтобы оперативно принять меры по восстановлению технического ресурса этих ответственных инженерных сооружений. Вот почему тематика прогнозирования технического ресурса магистральных трубопроводов по результатам диагностирования их технического состояния является в настоящее время весьма актуальной и приоритетной.

Под термином технический ресурс (далее ресурс) - в данной работе подразумевается величина, которая согласно ГОСТ 27.002-89 характеризует суммарную наработку трубопровода от начала его эксплуатации или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние.

Основным определяющим фактором при производстве ремонта трубопровода является его техническое состояние - работоспособность. В случае линейной части нефтепровода технологический разброс характеристик металла труб при изготовлении, деформационное старение металла, воздействие циклических колебаний рабочего давления, наличие начальных дефектов и появление при эксплуатации новых, влияние коррозионной активности среды и другие воздействия внешних факторов не позволяют пока установить типовые показатели надежности для труб. Поэтому для оценки состояния линейной части трубопровода приходится использовать комплекс типовых и экспериментально найденных специализированных характеристик о состоянии металла, статистические сведения о реальных внешних воздействиях на трубопровод за время его эксплуатации, результаты диагностических обследований. Использованию этой информации, исследованию новых способов прогноза долговечности трубопроводов и представлению результатов прогноза для проектирования сроков ремонта и посвящена данная работа.

127 Выводы

1. Экспериментальными исследованиями физико-механических характеристик металла труб, проработавших в эксплуатации 20 - 40 лет, выявлены зависимости изменения вязкопластичных свойств и параметров сопротивления разрушению металла от длительности эксплуатации и силовых условий его нагружения.

2. Разработана методика оценки циклических воздействий величины рабочего давления на долговечность трубы с учетом реального профиля трассы линейных участков. Проведена классификация линейных участков и получены практические методы учета размахов давления по трассе для оценки ресурса труб.

3. Разработаны алгоритмы и программный комплекс расчёта ресурса трубопроводов с учетом различных режимов их эксплуатации и оценки долговечности труб вдоль всего линейного участка трассы на основе анализа результатов экспериментальных исследований их работоспособности.

4. Проведенные обобщения исследований необходимого ремонта сети линейной части составляет около 10% от суммарной исследованной длины нефтепроводов. Прогноз динамики снижения остаточного ресурса нефтепроводов по результатам данной работы составляет, в среднем, ежегодно 2% при существующей нагрузке.

128

1. РД 39-0147103-349-86, Руководство по разработке типового состава разделов "Показатели надежности" в проектной документации на магистральные нефтепроводы, МНП, ВНИИСПТнефть, 1986.

2. ГОСТ 27.201-81, Надежность в технике. Оценка показателей надежности при малом числе наблюдений с использованием дополнительной информации. Общие положения.

3. ГОСТ 27.302-86, Надежность в технике. Методы определения допускаемого отклонения параметра технического состояния и прогнозирования остаточного ресурса составных частей агрегатов машин.

4. Muhlbauer, W.Kent, Pipeline risk management manual, 2nd éd. Gulf Publishing Company, Houstin, Texas, 1996.

5. Методика оценки сроков службы газопроводов, РАО "Газпром", ИРЦ Газпром, М., 1997.

6. Кумылганов А.С., Состояние и перспективы капитального ремонта магистральных нефтепроводов, "Трубопроводный транспорт нефти", № 5, М.,1995.

7. Иванцов О.М., Харитонов В.И., Надежность магистральных нефтепроводов, М, Недра, 1978, 166с.

8. Фокин М.Ф., Гусенков А.П, Аистов А.С., Оценка циклической долговечности сварных труб магистральных нефте- и продуктопроводов, М.: Машиностроение, 1984, №6, с. 49-55.

9. Ямалеев К.М., Старение металла труб в процессе эксплуатации нефтепроводов, М., ВНИИОЭНГ, 1990,64с.

10. Шмаль Г.И., Иванцов О.М., Надежность магистральных нефтепроводов и газопроводов в России, "Строительство трубопроводов", № 1, М., 1994.

11. Черняев В.Д., Черняев К.В., Березин B.J1. и др. Системная надежность трубопроводного транспорта углеводородов, М.: Недра, 1997. 517 с.

12. Галлямов А.К., Черняев К.В., Шаммазов А.М., Обеспечение надежности функционирования системы нефтепроводов на основе технической диагностики, Уфа.: Изд-во УГНТУ, 1997. -583с.

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

14. Гутман Э.М., Механохимия металлов и защита от коррозии, М., Металлургия, 1981, 270 с.

15. Злочевский А.Б., Экспериментальные методы в строительной механике, М., Стройиздат, 1983, 192 с.

16. Катаев В.П., Махутов Н.А.,Гусенков А.,П., Расчеты деталей машин и конструкций на прочность и долговечность, М.: Машиностроение, 1985. 224 с.

17. Харионовский В.В., Курганова И.Н., Иванцов О.М. и др. Прогнозирование показателей надежности конструкций газопроводов, "Строительство трубопроводов", № 3, 1996, М., с. 26-29.

18. Методика оценки статической прочности и циклической долговечности магистральных нефтепроводов, Уфа.: ВНИИСПТнефть, 1990. 89 с.

19. Методика определения остаточного ресурса трубопроводов с дефектами, определяемыми внутритрубными инспекционными снарядами, М., АК "ТРАНСНЕФТЬ", 1994.-36 с.

20. Курочкин В.В .Прогнозирование капитального ремонта трубопровода на основе его ресурса, «Транспорт и хранение нефтепродуктов», №4, М.,1999, с.5-8.

21. Курочкин В.В., Старение нефтепроводов и капитальный ремонт, «Проблемы безопасности и надежности трубопроводного транспорта». Тезисы докладов. г.Новополоцк: ПГУ, 1999. с. 10-12.

22. Курочкин В.В., Мурзаханов Г.Х., Оценка остаточного ресурса нефтепроводов с трещиноподобными дефектами, «Проблемы безопасности и надежности трубопроводного транспорта». Тезисы докладов. г.Новополоцк: ПГУ, 1999. с.55-56.

23. Курочкин В.В., Дмитриев В.Ф., Некоторые вопросы оценки ресурса трубопровода, «Транспорт и хранение нефтепродуктов», № 8, М.,1999, с,20-23.

24. Синельников В.А., Филиппов Г.А., Курочкин В.В., Вдовин Г.А., Влияние длительности и условий эксплуатации магистральных трубопроводов на сопротивление разрушению металла труб, «Транспорт и хранение нефтепродуктов», № И, М.,1999, с.7-13,

25. Алфеев В.Н., Синельников В.А, Филиппов Г.А., Курочкин В.В., Вдовин Г.А., Влияние длительности и условий эксплуатации на состояние магистральных трубопроводов, «Потенциал», №1, 2000, с.31-36.

26. Синельников В.А., Морозов Ю.Д., Филиппов Г.А.,Материаловедческая концепция надежности металла труб магистральных нефтепроводов. «Трубопроводный транспорт нефти». 1997.№8.с.29-32.

27. Мурзаханов Г.Х. Прогнозирование индивидуального остаточного ресурса магистральных трубопроводов. «Строительство трубопроводов», 1994, №5, 31-Збс

28. Красовский А .-Я., Красико В.Н. Трещиностойкость сталей магистральных трубопроводов.Киев: Наукова думка, 1990- 173с.

29. Мурзаханов Г.Х., Кузнецов С. Ф. Математическое моделирование процессов разрушения. -М.: Московский энергетический институт, 1989. 88с.

30. Дмитриев В.Ф., Мурзаханов Г.Х., Филиппов Г.А. Оценка остаточного ресурса нефтепровода и планирование его капитального ремонта.«Строительство трубопроводов». 1997. .№ 3. с21-24.

31. Махутов H.A., Деформационные критерии разрушения и расчет элементов конструкций на прочность. М.: Машиностроение, 1981. 272 с.

32. Гусев A.C., Светлицкий В.А., Расчет конструкций при случайных воздействиях. М. Машиностроение, 1984. 240 с.

33. Иванцов С.М. Надежность строительных конструкций магистральных тру-бопроводов.М. Недра, 1985.-231с.

34. Короленок A.M., Технологическое прогнозирование капитального ремонта магистральных газопроводов, М.: ЦОНиК ГАНГ, 1997. 297 с.

35. Мурзаханов Г.Х., Добромыслов H.H. Статическая обработка результатов испытаний на кратковременную и длительную прочность. М.: Моск. энерг. инт, 1982.- 77с.

36. Отчет по НИР «Исследование коплекса механических свойств и сопротивления разрушению металла нефтепровода Усть-Балык Омск», ЦНИИчермет, М. 1997.

37. Проект «Определение остаточного ресурса нефтепровода Усть-Балык -Омск. Очередность замены участков., ОАО «Гипротрубопровод», 2658/1. Об.ОО.ООО-ПЗ, М.:1998.

38. Черняев К.В., Разработка системы предупреждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепроводов России, автореферат диссертации, Уфа, 1998, с.47.

39. Фокин М.Ф., Трубицин В.А., Черняев К.В., Васин Е.С., Экспериментальное исследование с целью определения остаточного ресурса труб с дефектами геометрии,, «Трубопроводный транспорт нефти», 1996, № 4, с. 13-16.

40. Черняев К.В., Буренин В.А., Галлямов А.К., Стохастический прогноз индивидуального остаточного ресурса трубопровода,, «Трубопроводный транспорт нефти», 1998, №3, с. 23-26.

41. Черняев К.В., Оценка прочности и остаточного ресурса магистрального нефтепровода с дефектами, обнаруживаемыми внутригрубными инспекционными снарядами, «Трубопроводный транспорт нефти», 1995, №2, с.8-12.

42. Давид А. Монеу, Интеграция технических и финансовых решений для увеличения проектных сроков эксплуатации. Доклады участников Международной конференции «Безопасность трубопроводов», секция 1, М.: 1997, с. 39-54.

43. Синельников В.А., Филиппов Г.А., Курочкин В.В., Вдовин Г.А., Влияние длительности и условий эксплуатации магистральных трубопроводов на сопротивление разрушению металла труб, 1999, с.7-13.

44. Махутов H.A., Москвигин Г. В., Фокин М.Ф., Определение ресурса безопасной эксплуатации магистральных трубопроводов. Доклады участников Международной конференции «Безопасность трубопроводов», секция 4, М.: 1997, с. 1-5.

45. Научно-технический отчет по теме: Оценка остаточных параметров прочности продукгопроводов в процессе их эксплуатации, ООО «Ойл хаус консалтинг», М.: 1999.

46. Партон В.Э., Борисковский В.Г., Динамика хрупкого разрушения, М.: Машиностроение, 1988, 240 с.

47. Плювинаж Г., Механика упруго-пластического разрушения, М.: Мир, 1993,449 с.

48. Курочкин В.В., Мурзаханов Г.Х. Оценка остаточного ресурса нефтепроводов с трещиноподобными дефектами. М.: РГУ им. И.М.Губкина, НТС № 3 Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт. 1998, с.13-17.

49. Никитин A.A., Прокофьева Г.В. Оценка степени влияния дефектов стенок труб на снижение прочности магистральных трубопроводов, ВНИИСТ, Сборник научных трудов, М. 1982.

50. Курочкин В.В., Ревазов A.M., Сенцов С.И. Разработка методики оперативного реагирования на последствия рисковых событий при реализации проектов строительства магистральных трубопроводов. М.: ГАНГ им. И.М.Губкина, НТС

51. Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт. 1998, с.56-60.

52. Bailey R.W. Creep Relationships and their Application to Pipes, Tubes and Cylindrical Parts Under Internal Pressure. Proceeding of the Institution of Mechanical Engineers (London), vol. 164, 1954.

53. Buxton W.J. Burowss W.P. Formula for Pipe Thickness. Transactions of ASME, vol. 73, July 1951.

54. Coffin L.F.Jr. A Study of the Effects of Cyclic Thermal Stresses on a Ductile Metal. ASME Paper № 53-A-76, presented in Decembre 1953.

55. Coffin L.F.Jr. The Problem of Thermals Stress Fatigue in Austeitic Steels at High Temperatures. Presented at ASME meeting, Chicago, June 1954.

56. Duffy A.R., Maxey W.A.Full-Scale Studies.- Symposium on Line Pipe Research, American Gas Association, Dallas, November 17 18, 1965.

57. Hahn G.T. et al. Phase Report on № 6 18 Research to American Gas Association, 1972, v. 19, № 10, from «Battelle Memorial Institute», Columbus Laboratories.

58. Mc Gregor C.W., Coofm L.F.Jr. The Plastic Flow of Thick-Walled Tubes with Large Strains. Journal of Applied Physics, vol.19, 1948.2 Р; б1. Р,МПА