автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Разработка методов оценки дефектов трубопроводов по результатам внутритрубной инспекции (по опыту диагностики ООО «Оренбурггазпром»)

ми т

I 4 >тп 2003

На правах рукописи УДК: 622.291.4.004.6

РЕЗВЫХ АНАТОЛИЙ ИВАНОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ОЦЕНКИ ДЕФЕКТОВ ТРУБОПРОВОДОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ВНУТРИТРУБНОЙ ИНСПЕКЦИИ (по опыту диагностики ООО «Оренбурггазпром»)

Специальность 05.15.13 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2000

На правах рукописи

УДК: 622.291.4.004.6

РЕЗВЫХ АНАТОЛИЙ ИВАНОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ОЦЕНКИ ДЕФЕКТОВ ТРУБОПРОВОДОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ВНУТРИТРУБНОЙ ИНСПЕКЦИИ (по опыту диагностики ООО «Оренбурггазпром»)

Специальность 05.15.13 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2000

Работа выполнена в управлении соединительных газопроводов ООО "Оренбурггазпром".

Научный руководитель - доктор технических наук,

профессор Харионовский В.В.

Официальные оппоненты

Ведущее предприятие

-доктор технических наук, профессор Писаревский В.М. -кандидат технических наук, Нефедов C.B.

- ООО "Оргэнергогаз"

Защита состоится

- Y - UtëHuÇ

2000г. в

&

го

часов на заседании

диссертационного совета Д 070.01.02 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора наук при ООО "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ" по адресу: 142717, Московская область, Ленинский р-н, пос. Развилка.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИИГАЗа. Автореферат разослан

t

Ученый секретарь диссертационного совета, к.т.н.

И.Н. Курганова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В России находится в эксплуатации примерно 148 тыс. км магистральных газопроводов. Около 30% из них достигли условного назначенного срока службы, 20% работают с пониженным давлением. Общее состояние газопроводов, выработавших свой ресурс или приблизившихся к его пределу, вызывает серьезные опасения у служб эксплуатации и администрации регионов, через которые проходят магистральные трассы. Последние являются источниками реальной угрозы для жизни и здоровья населения, окружающей среды и объектов народного хозяйства.

В настоящее время прилагаются значительные - трудоемкие и дорогостоящие - усилия для диагностирования состояния трубопроводов и прогнозирования их поведения. Особое внимание уделяется трубопроводам, эксплуатируемым в. зонах повышенного коррозионного износа. Но разовые диагностические мероприятия весьма дорогостоящи и имеют низкую эффективность. Необходима специально разработанная система поддержания надежности и безопасности линейной части магистральных газопроводов (ЛЧМГ), включающая научно-обоснованные инженерные методики выбора средств диагностирования, идентификации обнаруженных дефектов, ранжирования их, а также трубопроводных участков по степени опасности, принятия технических решений.

Во всей полноте перечисленные проблемы относятся к объектам предприятия "Оренбурггазпром", в распоряжении которого находится более 3.5 тыс. км магистральных трубопроводов (МТ). Объектом настоящего исследования являются МТ. отвечающие за поставку газа, газового конденсата, широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и сжиженного этана от Оренбургского газо-нефтеперерабатывающего завода (ОГ'ПЗ) до предприятий области и других объектов ОАО Газпром.

Цель диссертационной работы: разработать комплексную систем) диагностирования и оценки опасности выявленных дефектов по результатам внугритрубных инспекций для ранжирования участков и методологического обоснования порядка и объемов ремонтно-профилактических работ, а также планов последующего текущего контроля.

Основные задачи работы: 1. Разработать научно-методические основы диагностических работ, включающих в себя обоснование выбора внутритрубных снарядов-дефектоскопов, подготовку трубопроводной системы к пропуску дефектоскопа, методологичеекмо разработку способов идентификации и интерпретации результатов внутригрубной инспекции с учетом особенностей продуктопроводов.

2. Провести анализ специфики применяемых методов по отношению к типам снарядов-дефектоскопов, особенностям трассы, назначению продуктопровода.

3. Разработка инженерных методов расчетно-аналитической и экспертной оценки опасности выявленных поврежденных участков для выработки рекомендаций относительно очередности проведения ремонтно-профилактических работ.

4. Создать на базе исследований и научно-технических разработок инженерных нормативных документов: инструкций и методических указаний для обеспечения системы диагностических и ремонтно-восстановительных работ на ООО «Оренбурггазпром» и в отрасли.

Научная новизна диссертационной работы: Заключается в разработке: требований к техническим средствам внутритрубной диагностики в зависимости от типа перекачиваемого продукта, дефектности труб, геометрии трассы; методов оценки точности распознавания выявленных дефектов; экспертно-аналитического метода ранжирования дефектов и участков трубопроводов; метода расчетной оценки опасности поверхностных коррозионных повреждений по критерию прочносги.

Основные защищаемые положения:

1. Разработка системы обеспечения безопасной эксплуатации газо- и продуктопроводов на ООО «Оренбурггазпром» (и на других предприятиях отрасли) должно осуществляться в виде специально разработанной системы, включающей комплексы диагностических исследований, расчетно-экспериментальных и экспертно-аналитических методов оценки опасности дефектов и повреждений, нормативно-методического обеспечения.

2. Методология выбора методов и средств внутритрубной инспекции определяется спецификой предполагаемых повреждений трубопроводов, характером и конструктивными особенностями трассы, спецификой перекачиваемого продукта и требуемой надежностью распознавания дефектов.

3. Экспертно-аналитический метод ранжирования дефектов и поврежденных участков трубопровода позволяет учесть практически любые факторы, определяющие значимость данного участка с точки зрения безопасности и возможности ремонта, и установить порядок ремонта и повторной инспекции для всей трассы.

Практическая ценность и реализация работы.

Предложенная комплексная методология обеспечения безопасной эксплуатации трубопроводов с учетом периодического диагностического контроля методами и средствами ВТИ была внедрена на базе ООО «Оренбурггазпром». В результате применения 4

комплексного подхода организована система планирования ремонтно-восстановительных работ поврежденных участков и назначены сроки и объемы повторных инспекций. Результаты исследований вошли составной частью в "Инструкцию по впутритр\бмой инспекции трубопроводных систем" (РД-51-2-97), "Руководство по анализу результатов внугритрубной инспекции и оценки и опасности дефектов" (ВРД 39-1. 10-001-49). "Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с поверхностными повреждениями", которые внедрены на газотранспортных предприятиях ОАО "Газпром".

Апробация работы.

Основные материалы были доложены и опубликованы на следующих конференциях, межотраслевых и внутриотраслевых совещаниях и научно-технических советах: Пятая юбилейная международная деловйя встреча «Диагностика-95» (Ялта, 1995), Шестая международная деловая встреча «Диагностика-96» (Ялта, 1996), II Международная конференция «Безопасность трубопроводов» (Москва, 1997), Международный научно-технический семинар (Оренбург, 1997).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ.

Структура и обьем диссертации. Диссертационная работа состоит из пяти разделов, заключения и приложения. Общий объем составляет 214 стр.. включая 42 рис. на 34 стр., 34 таб. на 30 стр., список использованной -лтерагуры из 10S наименований па 11 стр. и 1 приложение на 10 с i р..

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показаны актуальность и научная новизна темы диссертационной работы, отражена специфика проблемы для ООО «Оренбург тиром» и отрасли в целом, а также перечислен спектр основных задач, вытекающих из данной проблематики.

В первом разделе обоснована актуальность темы диссертационной работы, дапа постановка нелтг и основных научно-технических задач, проведен сравнительный анализ исследований в данной области и определены направления решения поставленных задач

В диссертации отмечается, что транспортные трубопроводы ООО «Оренбурггазпром» с 1989 года по настоящее время планомерно исследовались методами внутритрубной инспекции и методами неразрушающего контроля (НК), а также проводились гидроиспытания вырезанных дефектных участков. Объем поврежденных участков, требующих ремонта согласно существующим в отрасли нормам отбраковки слишком велик для имеющихся в настоящее время в распоряжении ООО «Оренбурггазпром» экономических и материально-технических возможностей. В связи с

5

этим сформировалась научно-техническая проблема организации оптимального диагностического процесса для своевременного и адекватного анализа состояния трубопроводов и планирования процессов восстановления трубопроводов с учетом требований безопасности к отдельным участкам.

Предварительные оценки на основе применения средств внутритрубной инспекции дали в 1 996 г. порядка 2 тыс. потенциально опасных поврежденных участков трассы. Повреждения в основном сосредоточены на внешней поверхности трубопровода и носят характер внешней обшей и/или локальной коррозии. Технически решение проблемы представляется в современных условиях вполне достаточным, если будет установлен порядок ремонта дефектных участков, т.е. проведено их ранжирование по степени опасности.

Научной проработкой вопросов применения методов и средств ВТИ (внутритрубных снарядов-дефектоскопов) занимаются сравнительно недавно. Как правило, сравнительный анализ различных методов и устройств проводится силами зарубежных специалистов (Брук В.Л.. Данфорд Д., ДеРаад Дж., Гедике X., Калбертсон Д.Л., Корделл Дж.Л., Куме К., Марибу Дж.. Линг М.Т.. Херве Дж.Л., Шефер Э., Шумахер X. И. др.). В нашей стране более типич-ными являются публикации о результатах ВТИ: типы и размеры обнаруживаемых дефектов, статистика повреждений трасс, сравнение отечественных приборов с зарубежными анало-гами. Публикации на эту тему можно найти в трудах российских специалистов Алексеева ВВ., Гафарова H.A., Герасина П.В., Овчинникова В.П., Павловского Б.Р.. Синева А.И., Степанова Ю.А., Усошина В.А. и др.

Расчетио-теоретическое или экспериментальное обоснование принимаемых технических решений по выводу из эксплуатации поврежденных участков, их ремонту и замене является в настоящее время одним из интенсивно развивающихся направлений научных исследований как в нашей стране, так и за рубежом. В этой области имеется обширная литература. в основе которой как правило, трудоемкие методы расчета, основанные на МКЭ, теории пластичности и механике разрушения. Сложнее обстоит дело с инженерными экспертными методами ранжирования дефектных участков с учетом факторов безопасности (региональное местоположение трассы, близость социально важных и промышленных объектов. экологическая специфика трассы). В этой области есть отдельные публикации отечественных у ченых Махутова H.A., Седых А.Д., Харионовского В.В. и др. Среди важных прикладных исследований коррозионных повреждений отметим работы Болотова A.C., Вершинина В.II.. Мазеля А.Г., Притулы В.В. и др. Методологическое обоснование мониторинга текущего состояния трубопровода применительно к оценке показателей

надежности и ресурса целенаправленно разрабатывается известными отечественными и зарубежными учеными Иванцовым О.М.. Динковыч В.Д.. Лисановым М Б . Мульбауороч В.к'., Сотбергом Т., Харионовским В.В. и др. Среди предприятий ОАО "Гашроч" и фирм России, занимающихся непосредственно разработкой и внедрением методов и средств внутритрубной дефектоскопии, следует отметить "Орснбурггазпром". "Оргшергопп". "Спецнефтегаз".

Внутритрубная инспекция (ВТИ) с помошыо внутритрубпых снарядов-дефектоскопов магнитного и ультразвукового типа является оптимальным методом диагностирования многокилометровых трасс с обширными коррозионными повреждениями. В насюящее время насчитывается более 30 различных конструкций приборов, отличающихся назначением, технологией подготовки трассы и пропуска снаряда, типом и качеством обнаруживаемых дефектов, скоростью прогона и методологией обработки результирующей информации.

С точки зрения технологии запуска и прогона поршня магнитные снаряды обладают несомненным превосходством, поскольку не требуют трудоемкой специальной подготовки запуска. С другой стороны, как показала практика, достижение оптимального качества специального контроля требует от магнитного прибора более тонкой настройки датчиков п перемещение поршня с более низкими скоростями, нежели для ультразвуковых снарядов, что приемлемо только для обычЕюй толщинометрин. Спецификой является отличие приборов по объекту применения: магнитные дефектоскопы плохо приспособлены к применению для толстостенных труб (D/t < 20), ультразвуковые - для тонкостенных (D't > 30). При ном для магнитных дефектоскопов почти обязательна шурфовка с последующим подтверждением диа![юстированных повреждений методами внешнего контроля. Ультразвуковой прибор типа Ultrascan (Pipetronix) позволяет получить адекватную и полную информацию за один проход и без последующего подтверждения.

Влияние скорости прогона на качество информации отмечается для обоих ciicicm. хотя и по разным причинам. Для магнитных приборов точность голщиномегрин не меняется при скорости до 4 м/с, а при больших скоростях проблема разрешается специальной установкой датчиков. Для ультразвуковых дефектоскопов более важно поддержание стабильности движения прибора с постоянной чаеюгои импульсов.

Существенным недостатком магнитного метода является его чувствительность к локальным изменениям толщины стенки, создающая дополнительные трудности в шперпре-тации результатов контроля: плохая регистрируемость и интернретируемоеп, коррозпонно-язвенных повреждений, а также трещиноподобных дефектов. Вместе с тем магнитный ме-

тод широко применяется, благодаря своей экономичности, технологичности и возможности инспектирования трубопровода в рабочем режиме.

Во втором разделе разработаны научно-методические основы проведения диагностических работ на трассе с применением средств ВТИ: обоснование выбора метода диагностирования и технических средств (снаряд-дефектоскоп, профилемер, очистной поршень и т.д.). подготовка трассы к пропуску снарядов, требования к интерпретации результатов.

При возможности регистрировать все предполагаемые типы дефектов выбор дефектоскопа обуславливается экономическими соображениями (дешевизна пропуска) и техническими характеристиками дефектоскопов (технологичность, скорость прогона и т.п.).

Повреждение изоляции является причиной последующего коррозионного износа труб. В период 1995 - 97 г.г. на ООО «Оренбурггазпром» было вырезано более 1000 м труб, поврежденных коррозией. Фактическая глубина коррозии в среднем составляла 30 - 50% , местами достигала 60 - 80%. Из-за низкой эффективности электрометрических обследований зачастую не удавалось не только выявить потенциально опасные места, но и предупредить аварийные ситуации (газопровод - перемычка "ОГПЗ - Заинек - СПХГ"). Сходные проблемы наблюдались на трассах "Бухара - Урал", "Средняя Азия - Центр", трубопроводах Западной Сибири, аммиакопроводе "Тольятти - Одесса" и др. Первопричина заключается не в самом методе, а в обработке и интерпретации данных. Располагая результатами ВТИ о воздействии почвенной коррозии по трассе МТ можно корректировать электрометрические и гидрогеологические показатели степени ее опасности. Значительную долю в статистике аварий и отказов составляют металлургические дефекты и механические повреждения труб.

Применение ВТИ производится в комплексе: в состав средств входят очистные поршни, профилемеры, собственно снаряды-дефектоскопы и снаряды специального назначения. На сегодняшний день имеются снаряды-дефектоскопы для обследования трубопроводов диаметром от 6" до 60". Для того, чтобы выбрать нужный снаряд-дефектоскоп необходимо выяснить позволяет ли его механическая конструкция и используемый им принцип измерения справиться с ожидаемыми особенностями трубопровода: прохождение крутых поворотов (например, 30x90° или совмещенных !.5[)х90°): прохождение вмятин (например, 5%, 10%, 15% от внутреннего диаметра); прохождение тройников без защитных решеток; полное обследование труб двух различных диаметров (например. 20" и 24"); измерение потери металла в стенке малой толщины (менее 5 мм); измерение потери металла в стенке большой толщины (более 25 мм); обнаружение внутренних расслоений, вспучиваний; трещин.

Основным условием, обеспечивающим требуемое качество обследования трубопровода магнитным методом, является ограничение скорости движения дефектоскопа в трубе. Величина оптимальной скорости движения зависит в основном от толщины стенки трубы и(или) от диаметра трубы. Расчеты и эксперименты показали, что при диаметре трубопровода 1420 мм оптимальная скорость прохода дефектоскопа должна бы гь не более 3 м/с. Для труб меньшего диаметра допустима скорость до 5 м/с. Однако, как показывает опыт обследования МТ ООО «Оренбурггазпром», оптимальная скорость движения составляет 2.5 м/с.

Второй фактор качества проведения ВТИ магнитным методом - степень очистки внутренней полости трубопроводов. Подготовка и пропуск магнитною снаряда-дефектоскопа проводится согласно «Инструкции по внутритрубной инспекции трубопроводных систем» и "Инструкции по пропуску о'птстпых устройств", разработанных и внедренных ¡га ООО «Оренбурггазпром» и в отрасли при непосредственном участии автора данной работы.

Принцип действия магнитного снаряда-дефектоскопа основан на методе регистрации рассеяния магнитного потока в стенке контролируемой трубы. Он зарекомендовал себя как наиболее надежный и устойчивый к реальным условиям диагностики трубопроводов. Магнитные снаряды-дефектоскопы могут проводить инспекцию в различных средах, таких как: вода, нефть, газ, конденсат, этан, ШФЛУ и т.д.

Особенность ультразвуковых снарядов - наличие жидкой среды, внутри которой движется прибор. В трубопроводе, транспортирующем жидкость, последняя испольтуется для эюй цели, для газопроводов же специально разработана технология жидкой пробки. Технология подготовки и пропуска ультразвукового снаряда-дефекюскопа проиллюстрирована специальной инструкцией для ВТИ газопровода «Оренбург - Заинек» (О 1000 мм). При этом отмечается ее сложность и трудоемкость, высокие требования к очистному комплексу (основная, дополнительная, специальная очистка - многократно и несколькими партиями очистных поршней) для . предотвращения возникновения парафиновых пробок на этапе пропуска дефектоскопа.

Под идентификацией дефектов понимается процедура, в ходе которой визуально и средствами наружной дефектоскопии определяется вид повреждения, геометрические параметры дефекта, местоположение и возможные причины их образования. Особенности расшифровки обусловлены применяемым методом сканирования. Качество интерпретации и идентификации проверяется визуально последующей шурфовкой отмеченных участков и сравнением полученного образа дефекта с реальным. Основная характеристика -

абсолютная погрешность определения глубины дефекта. Описание локальных дефектов протяженностью до 50 мм (задиры, раковины) обычно ограничивается составлением схемы дефекта на развертке трубы с указанием максимальной глубины и длины дефекта в осевом направлении и фактической толщины стенки в окрестности дефектов. Для более протяженных локальных дефектов необходима съемка топографии дефектов на кальки в масштабе 1:1с измерением глубин по сетке, например, 10x10 мм. Описание протяженных наружных коррозионных повреждений включает в себя: вид коррозии (равномерная, неравномерная; сплошная, пятнами; скопление язв, одиночные язвы; растрескивание); местоположение повреждения на развертке трубы с указанием общих размеров повреждения (длина, ширина, фоновая глубина); местоположение локальных, наиболее глубоких каверн, входящих в состав основного повреждения с указанием длины, ширины и глубины; съемку наиболее опасного участка на кальку в масштабе 1:1с измерением глубин; толшинометрию по периметру основного повреждения с шагом 100 - 500 мм. Идентификация внутренних дефектов производится ультразвуковыми дефектоскопом и толщиномером. Абсолютная погрешность дефектоскоп-снаряда при измерении размеров дефекта определяется по формуле:

^ = ^ирогноэ" ^фзкт 0)

где V - погрешность измерения линейного размера дефекта, например, глубины в % ; h.ipoinoi - прогнозируемое значение глубины дефекта в %; Ьфакг - фактическое значение глубины в %. Типовая информация об обнаруженном дефекте представлена на рис. 1 с формой привязки к трубопроводу. На Рис. 2 показаны примеры составления карт дефектов труб, выявленных в результате проведения ВТИ и последующего визуального обследования, а также пример калькирования поверхности трубы с дефектом.

В третьем разделе представлены результаты натурных исследований и практических работ по внутритрубной инспекции трубопроводов ООО «Оренбурггазпром» в период с 1991 по 1997 г.г. с помощью снарядов-дефектоскопов фирм Rozen ingineering GmbH, Pipetronix и "Спецнефтегаз". Сводные данные показаны в Таб. 1, включающей длину контролируемого участка, год инспекции, суммарное число дефектов, их классификацию, а также дополнительные сведения о последующем контроле дефектов (количества идентифицированных, не идентифицированных и ликвидированных дефектов).

Рг«хт т Раагч> КИ^КГМЯ ОВии« кг^ртия Толи мда ста ки

гл>Лое. ширит «Г дтиа Т1- /¡1*7 не ие ооп

1. ►5,0 б00 внешний Огпечаток прилагается 14 2 10.1

2. +2,0 5.7я внешний 2,5 30 30 1,5 3000 540 14.0- 12.5 н^шикрп

2.0 50 40 14.2 41™

+40 внешний .35 20 10 74 0- 1 1,5

3,0 20 20 14 1

4. -2,8 4м внешний 10,0 350 200 14,114,2 14.1 «п»

-1.3 4о» внешний 3,0 200 50 14,2 11.2

Рис. 1. Форма привязки обнаруженного дефекта

Рис. 2. Калькирование обнаруженных повреждений

Таблица 1

Сведения об обследованиях и ремонтах газопродуктопроводов ПУ ЭГПП. прошедших внутритрубную инспекцию

Участок Время Фирма - Сведения о дефектах

Обнаружено в том числе Характер дефектов

идентифицировано ликвидировано не идентифицировано

Трубопровод ШФЛУ "Ореноург-Салават"(377 х 13) 136 1991 "Яогеп шц;р.с-егЕп§ ОтЬН" 156 108 50 48 Закаты. Коррозия почвенная. Вмятины

Конденсатопровод "Оренбург-Салават" (377 х 13) 70 1996 "Рфе^отх" 53 6 - 47 Закаты, Коррозия почвенная.

Конденсатопровод "Оренбург-Уфа" (377х 13) 136 1992 "Яогеп п^те-еп|Щ ОтЬН" 370 121 33 249 Закаты. Коррозия почвенная. Вмятины

Трубопровод ШФЛУ "Оренбург-Шкапово" (377 х 13) 176 1993 "Яогеп ¡г^пе-епг^ ОтЬН" 109 47 8 62 Дефекты проката Коррозия почвенная. Вмятины

Газопровод "Оренбург - Заинек" (1020х 14) 119 1993 "Р|*ре1готх" 61 44 18 17 Расслоения. Коррозия почвенная. Вмятины

Газопровод "Оренбург -Самара" (1020 х 11) 121 1995 "Спецнефтегаз" 361 204 140 157 Коррозия почвенная. Вмятины. Дефекты стыков

Газопровод-перемычка "ОГПЗ -Заинск-СПХГ" (1020 х 11) 52 1996 "Спецнефтегаз" 278 28 27 250 Коррозия почвенная. Вмятины. Дефекты стыков

Газопровод "ОГПЗ-СПХГ" ( 1020х11) 98 1997 "Спецнефтегаз" 76 4 2 72 Коррозия почвенная. Вмятины. Дефекты проката

Газопровод "Оренбург-Домбаровка"(1020 х11) 58 1997 "Спецнефтегаз" 73 1 72 Коррозия почвенная. Вмятины

Фирмы "Rozen" и "Pipetronix" специализируются, соответственно, на магнитной и ультразвуковой дефектоскопии. Возможность сравнительной оценки погрешностей этих фирм представилась после обследования газопровода "Оренбург - Заинек" сначала магнитным (1991 г.), затем ультразвуковым (1993 г.) методами, Iloipeumocib систем путеизмерения обоих методов на участке протяженностью 117 км не превышала 0.1%. При этом погрешности в измерении длин труб, как правило, не превышали 0 015%.

Для идентификации наружных коррозионных повреждений было отобрано 28 мест. Натурное обследование выявило 29 очагов коррозионных повреждений. Установлено, что ультразвуковой дефектоскоп не зафиксировал 4 дефекта, тогда как магнитный - 12. Характеристика пропущенных дефектов представлена в Таб. 2. Как видно, среди них есть достаточно крупные - глубиной от 30% до 50% от толщины стенки трубы.

Таблица 2

Характеристика пропущенных дефектов в газопроводе "Оренбург - Заинек"

№ Размеры пропущенных дефектов Метод контроля

Максимальная глубина, мм Длина, мм

1 3.0 600 Ультразвуковой

2 2.5 50 Ультразвуковий

3 4.5 35 Улыразвуковой

4 5.0 300 Ультразвуковой Магнитный

1 6.0 480

2 5.5 290

3 5.0 250

4 7.0 440

5 5.5 500

6 3.5 300 Магнитный

7 3.5 30

8 2.5 15

9 2.0 30

10 3.5 1500

11 5.5 400

Сравнительная оценка погрешностей измерения размеров дефектов выполнена только в отношении глубины дефекта из-за разного подхода фирм к их интерпретации. "Р1ре1готх" указывает общие размеры поврежденного участка трубопровода, а "Когеп" — локального дефекта с максимальной глубиной. Погрешности измерения глубин дефектов для магнитит о и ультразвукового методов приблизительно одною порядка, однако отмечается несколько больший разброс погрешности для магнитного метода (Рис.3). Применение магнитного дефектоскоп-снаряда фирмы "Яогеп" для инспекции бесшовных труб малого диаметра приво-

13

дит к появлению в отчетных материалах ложных дефектов (до 15%), связанных с неоднородностью магнитных свойств в разных сечениях трубы. Применение снарядов фирмы "Р1ре-1гошх" является более предпочтительным по сравнению с дефектоскопами фирмы "Ногеп". Тем не менее, нет оснований считать ультразвуковой метод инспекции более эффективным, чем магнитный.

а

"Т-

1_

1111111 . ,~ттт

-60 -И -50 -45 -и -К -30 -25 -20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

погрешность, %

10 7

г«

2 5

1

11 1

•« -55 -50 -45 -40 -35 Л) -25 -20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

погрешность, %

Рис. 3. Гистограмма частот погрешностей измерения глубины дефекта газопровода "Оренбург - Заинек": а - магнитный дефектоскоп-снаряд фирмы Яогеп; б - ультразвуковой дефектоскоп-снаряд фирмы Ргре^ошх.

ООО "Спецнефтегаз" специализируется на инспекциях магнитным методом газопроводов диаметром 1020 мм и более. Характерными повреждениями этих

трубопроводов в ООО «Оренбурггазпром» являются наружная (почвенная) коррозия и реже вмятины, дефекты сварных стыков. Идентификация повреждений груб показала, что погрешность в измерении расстояний между смежными реперными точками 2 км) незначительная: погрешность в измерении длин груб не превышала 0.01 5"практически все дефекты, взятые на контрольное обследование, были обнаружены.

Основные специфические особенности с точки зрения поврежденное!и трубопроводов проявляются, главным образом, в зависимости от диаметров труб и в меньшей степени ог назначения трубопровода (вида транспортируемого продукта). Влияние перекачиваемою продукта наблюдается только для внутренних поверхностей труб. Сравнение применяемых методов па труботтроводах различного назначения показало, что для конденсатопровода характерны большие погрешности в измерении тлубины дефекта (более 200%) и в целом завышение глубин дефектов по сравнению с фактическими. Для трубопровода ШФЛУ погрешность измерения глубин дефектов хотя и ниже, но также довольно значительна (=80%).

В Таб. 3 показаны результаты идентификации дефектов после магнитной ВТИ на примере продуктопровода 0377 мм. В Таб. 4 и 5 представлены погрешности измерения глубин дефектов и описание характерных повреждений трубопроводов.

По разным причинам неудовлетворительное состояние изоляции имеет место на газопроводе "Оренбург-Самара", трубопроводах ШФЛУ н конденсага до Салавата Их срок службы на сегодня составил: 0530-1420 мм - 17-29 лет: В377 и менее - до 20 лет. 11ачиная с

Таблица 3

Результаты идентификации дефектов продуктопровода после магии I ной ВТИ

Показатели Всего Дефектов В том числе глубиной, %

менее 30 30-50 50-70 более 70

Трубопроводы Г) = 377мм. 1=10 мм

Дефекты. взя!ые па проверку из дефектной ведомости отчета об инспекции 143 23 27 55 38

Обнаружено после наружной дефек-пии 122 47 52 17 6

Не обнаружено дефектов 21 2 6 12 1

Трубопроводы I) = 377мм. 1=13 мм

Дефекты, ьзятые на проверку из дефектной ведомости отчета об инспекции 92 21 46 22 3

Обнаружено после наружной дефек-пии 81 11 39 25 6

11е обнаружено дефектов 11 2 8 2 -

Таблица 4

Погрешность измерения глубины дефектов трубопроводов 0 377 х 13 мм

Прогнозируемая глубина, % Погрешность, %

Среднее ^прогноз ~ ^факт Доверительный интервал (95%)

до 30 -18(недобраковка) ±7

31 -45 - 9(недобраковка) ±6

46-50 +1 ±12

Более 51 +1 б(перебраковка) ±б

Таблица 5

Характерные повреждения продуктопроводов 0 377 мм_

Тип дефекта Количество дефектов в % от общего числа

Трубопровод ШФЛУ "Орен-бург-Шкапово" (377 х 10) Конденсатопровод "Оренбург-Уфа" (377 х 10) Трубопровод ШФЛУ "Орен-бург-Салават" (377х13)

Вмятины 20 9 2

Задиры 28 8 Ъ

Наружная коррозия - 2 10

Внутренняя коррозия - - 14

Наружные дефекты проката 6 6 -

Срединные дефекты проката 5 16 55

Внутренние поверхностные и под-поверхносгные дефекты проката 41 59 18

1991 г. работы по ВТИ проводит фирма "Розен". В 1993 г. была осуществлена ультразвуковая ВТИ участка 119 км газопровода "Оренбург-Заинек". Всего из запланированных 982 км обследовано 904 км магистральных трубопроводов. Идентификацию повреждений производили путем наружной ультразвуковой дефектоскопии. О достоверности представленной фирмой "Розен" информации о повреждениях можно сказать следующее: практически все указанные дефекты обнаруживаются при повторном наружном обследовании: погрешность при определении расстояния и часовой ориентации повреждения составляет, соответственно, не более +0,3 м и +1,30 ч; погрешность определения длин труб - не более +0,3.

В четвертом памеле изложены инженерные методы оценки опасности дефектов и риска эксплуатации. На основе них построена методология ранжирования дефектов и участ-

ков трубопроводов с дефектами. Задача ранжирование требует анализа степени опасности дефектов и может быть строго и достаточно точно решена методами механики прочности и разрушения, а также методами вероятностного анализа безопасности.

Для объекта, на котором Б'ГИ выявлено несколько сотен дефектов репных типов, формы и расположения, применение наукоемких методов анализа в настоящий момент представляется затруднительным, неоправданно долгим и неэкономичным. Ситуация на действующем трубопроводе требует оперативного принятия решений о дальнейшей эксплуатации поврежденных участков. Поэтому необходимы экспресс-методы, позволяющие на основе известного набора ограниченной информации сделать качественный вывод о степени опасности одного из дефектов выборки по отношению к остальной совокупности, т.е. упорядочить выборку дефектов по степени опасности относительно друг друга.

Экспресс-метод ранжирования базируется на выделении основных факторов сравнения дефектов, не вдаваясь в подробности конкретных механизмов деформирования и разрушения поврежденного участка. Степень влияния различных факторов зависит от типа трубопровода (газопровод, продуктопровод), его диаметра, материала труб, технологии производства труб, технологии сварки труб, материала и состояния внешней изоляции, коррозионной активности грунтов, величины защитного потенциала "труба - земля", коррозионной активности транспортируемого продукта. Наиболее опасными в смысле гуманитарных и экологических последствий являются трубопроводы ШФЛУ, затем газопроводы и конденсатопроводы. Следующим фактором, определяющим риск, является возраст трубопровода. С увеличением диаметра газопровода возрастают масштабы материального и экологического ущерба вследствие повышения объемов выброса газа в аварийных ситуациях. Близость трубопроводов к промышленным объектам и коммуникациям, включая их пересечение, взаимно снижает их безопасность. Изменение механических свойств металла трубы во времени возможно па участках трубопроводов, где возникают пластические деформации.

На газопроводах больших диаметров за 30 лет эксплуатации 45 % всех отказов связано с коррозией, а на трубопроводах диаметром 1420 мм этот показатель составил 56 %. До 1991 г. наибольшее число коррозионных разрушений произошло на трубопроводах, имеющих битумно-резиновое покрытие. Подавляющее число коррозионных отказов в последние годы связано с несовершенством технологии трассовой изоляции труб полимерными лентами и неэффективной работой электрохимической защиты.

Вводится понятие безопасного дефекта и ранга безопасности. Безопасные дефекты могут иметь достаточно высокий ранг безопасности при условии получения надежных и достоверных показаний дефектоскоп-снаряда и наличия статистически обоснованных погрешностей измерения размеров дефекта данного типа. В противном случае идентификации подлежат все дефекты, указанные в отчетных материалах ВТИ. Для принятия решений о дальнейшей эксплуатации данного участка с дефектом вводится понятие приоритета трубопровода, определяемого по формуле:

П = £П,, (2)

где П| - приоритет по дефектности (возрастает с увеличением количества дефектов высшего ранга); П2 - нагрузке (возрастает с увеличением отношения фактического к разрешенному рабочему давлению "Рфакт : Рразр"); Пз - па, конструктивной сложности

трубопровода (возрастает с увеличением количества крановых узлов, тройников, колен и

/

т.п., приведенного к единице длины трубопровода); - по транспортируемому продукту (возрастает в следующей последовательности: конденсат, газ, жидкий этан, ШФЛУ); П5 - по масштабному фактору (возрастает с увеличением диаметра, соответственно, для газопроводов и конденсатопроводов); Пб - по количеству отказов (возрастает с увеличением числа отказов по причине коррозии, дефектов труб и сварных соединений). П,, определяется в баллах в определенном диапазоне (больший приоритет - более высокий балл). В соответсвии с приоритетом для каждого трубопровода устанавливается ежегодный объем работ по идентификации и ремонту поврежденных участков:

где V - общее количество дефектных мест, подлежащих ежегодной идентификации на всех п обследованных трубопроводах; П„ - приоритет п-го трубопровода (п =1,2,3,....); У„ - количество дефектных мест, подлежащих идентификации на п - ом трубопроводе в текущем году. Окончательно объемы ежегодных предремонтных обследовании на каждом трубопроводе корректируются с учетом: спецификации дефектов по рангам для каждого трубопровода; производственных возможностей предприятия; общим сроком, отводимым на идентификацию дефектов, не превышающему периода между внутритрубными инспекциями. В Таб. 6 представлены результаты расчета приоритетов трубопроводов ПУ ЭГПП.

Оценка приоритетов трубопроводов на техническое обслуживание

Таблица 6

Приоритет Баллы

0 1 2 3 4

^ о п ас н ые деф е кты 1 длина участкахм нет дефектов менее 1.0 1.0-3.0 3.0-5.0 более 5.0

фактически давление разрешение давление менее 0.50 0.50 - 0.70 0.70 -0.85 0.85 -0 95 0.95-1.00

л количестко\ злов, деталей ГЪ ;лнна>час1ка.км менее 0 1 0.1 -0.4 0.4 - 0.7 0.7-1.0 более 1.0

П4 (продукт) конденсат (без коррозионно-активных добавок) газ (без корроэионно-активных добавок) жидкий этан (без кор-акт. добавок) IIIФЛ У (без кор.-акт. добавок) газ, продукт с сероводородом

П5 газопроводы прол) кто про В ОЛ Ь { менее 219 менее 219 219-377 219-273 530 - 720 325 - 377 1020- 1220 530 1420 720

_ колнчесткоспказо п, =- .ижнаучасткакм нет отказов менее 0 03 0.03 - 0.06 0.06 - 0 09 более 0.09

Приоритеты трубопроводов на предремонтное обследование

Трубопровод L рф1,„ N1CT 1 " L п4 (продукт) Í пиямртр') п6 п„ = п,

газопровод "Оренбург -Самара" приоритет 361 119 ~ ' «=0.9« 47 ii = 0.1í 119 газ 1020 ü = 009 119

газопровод "Оренбург -Заинек" приоритет -У-= 0.5 117 1 — = 0.5 64 1 -11 = 0 13 117 1 газ 2 1020 3 — = 0.003 117 0 9

продуктопровод "Оренбург -Шкапово" приоритет ™=0.6 176 1 »=0.9, 55 3 1^ = 0.9* 176 3 ШФЛУ 3 377 2 — = 0 03 176 2 : 14

продуктопровод "Орепп} рг-Салават'' приоритет i« =1.2 136 2 ®=0.78 64 2 ü = 0.7. 136 3 ШФЛУ 3 377 2 0 12

конденсатопровод "Оренбург -Уфа" Приоритет 136 2 i»=0.16 64 0 ^ = 059 136 2 конденсат 0 377 2 — = o.oi 136 1 7

Предложена методология, основанная на критерии прочности, позволяющая оценить работоспособность газопроводов с обширными коррозионными повреждениями, которые можно трактовать как общее утонение стенки. Для оценки достаточно знание наибольших геометрических размеров повреждения (длина вдоль оси 1, ширина Ь, глубина с). Предполагается, что 1 < 0/2, Ь > 155 (8 - толщина стенки); групповые дефекты рассматриваются как объединенный одиночный, если расстояние между ними не превышает 55. Из условия прочности величина допускаемого утонения стенки трубы [с] рассчитывается по формуле:

Ы = 6-

ро„

(4)

ТО'

где Он - наружный диаметр трубы, мм; [сткц] - допустимые кольцевые напряжения, МПа; р -номинальное рабочее давление, МПа. Аналогично получаются формулы для расчета допустимого номинального давления и кольцевых напряжений. Анализ на основе (4) позво-

/

ляет построить допустимые области в координатах «размер дефекта — давление»; по которым легко оценить степень опасности обнаруженных дефектов (см. рис. 4).

7,5

7,0

с: 2

6,5

6,0

5,5

5,0

дефект

ОбЛс

О, =1420 мм

8,мм Р^.МПа кат.

15 7 441.3 3

, . , I.........I , .

сть допускаемых значений

блартъ зн бующи: труб

'авт

7,5

7,0

6,5

5,5

5,0

15 14 13 12 11 10 9

Остаточная толщина стенки, мм

Рис. 4. Области допускаемых и недопускаемых значений "остаточная толщина стенки давление" для участка газопровода III категории 1420x15,7.

Таблица 7

Критерии коррозионной опасности

Факторы Опасность коррозии (весовой балл)

Высокая Средняя Низкая

5.1 3.1 1.0

1. Вид грунтов Смешанные Песчаные Глинистые

3.9 3.1 1.5 1.3

2. Фильтрация грунтов Пески Смешанные Глинистые Песчаники

3. Обработка грунта 2.7 Луга 1.8 Пашни

4, Уд. Электрич. сопро- 2.2 0

тивление грунтов (1972г.) 10 + 280 ом м более 270 ом м

5. Уд. Электрпч. сопро- 2.1 0

тивление грунтов (1992 г.) 10+120 омы более 120 ом м

6. Потенциал "труба- 2.3 0.7 0

земля" -0.6 + -1.4 в -1.6 ч- -1.8 в > 1.8 в

7. Поперечный градиент 5.1 2.9 1.3 0

потенциала -60 + - 80 мв -100- -200 мв -20 - +40 <-200мв

Установлены критерии коррозионной опасности (Таб. 7). Практически нечувствительными к коррозии оказались такие факторы как удельное электрическое сопротивление грунтов, защитный потенциал "труба - земля" и поперечный градиент потенциала. Этими

обстоятельствами объясняется отсутствие «ожидаемых» серьезных коррозионных повреждений металла труб в контрольных шурфах 1992 - 94 г.г. «Удовлетворительная» по данным электрометрических измерений коррозионная ситуация совершенно изменилась после проведенной в 1995 г. внутритрубной инспекции на участке 0-118 км. период 1995 -97 г.г. было вырезано более 1000 м труб, поврежденных коррозией. Причем фактическая глубина коррозии в среднем составляла 30 - 50% , местами 60 - 80% и в одном месте 100%.

Расчеты дают оценку средней вероятности коррозии на участках 0-1)8 км и 118197 км. соответственно, 1.9% и 0.7%. Первый участок почти в три раза опаснее второго, что следует учитывать при планировании мероприятий по их техническому обслуживанию.

В пятом разделе изложены общие принципы нормативно-методического обеспечения комплекса диагностики МТ и представлен обзор методических разработок автора. На Рис. 5 показана общая структура организации диагностических и ремонтно-профилактических работ, внедренная на ООО «Оренбурггазпром».

ОАО «Газпром», ООО "ВНИИГАЗ", ООО «Оренбурггазпром» и ООО «Оргэнергогаз» разработана и внедрена в отрасли в 1997 г. «Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем» (РД-51-2-97), которая определяет обязанности сторон, участвую-

Диагностика трубопроводов

Источники информа! ЛИИ О ■трубопроводах

______-— ^-—-----

исполнительная документация

план, рельеф трассы

переходы, пересечения

гидрогеология

трубы, детали, ИЗОЛЯЩ1Я и др.

нормативные требования

трубы, детали, сварные соединения

дефекты, повреждения

механические напряжения

отчеты, протоколы, акты обследований

внутритрубная дефектоскопия наружная дефектоскопия

изменение свойств металла

механические напряжения

электрометрия

входной контроль изделий

глубина заложения

акты осмотров, исполнительная документация

осмотр трассы

агрессивность продукта

периодичность поршневания

стабильность режима

состояние запорной арматуры

состояние электрохимзащиты

Причины появления повреждений

Опасность повреждений

Банк данных (анализ данных)

Потенциально опасные участки

Профилактика повреждений

регламент Объекты контроля регламент

контроля ремонта

конструктивные узлы (отводы, воздушные переходы пересечения с другими пересечения с авто- и другие потенциально

сроки трубопроводы переходы сроки

методы КС крановые узлы) трубопроводами железными догогами опасные участки методы

оЬъем объем

Рис. 5. Блок-схема организации диагностических и ремонтных работ на магистральных трубопроводах Оренбурггазпрома

щих в диагностических работах, и устанавливает единые требования к технологическому процессу определения технического состояния магистральных газопроводов с использованием комплекса внутритрубных инсп. лционных снарядов.

Основной задачей после проведения внутритрубной диагностики является выработки рекомендаций для принятия технических управленческих решений о проведении профилактических и ремонтно-восстановительных работ на поврежденных участках трубопроводов. Для этого ВНИИГАЗ, «Оренбурггазпром» и «Оргэнергогаз» разработали и внедрили «Руководство по анализу результатов внутритрубной испекции и оценке опасности дефектов» (ВРД 39-1.10-001-99). Документ определяет требования по организации и проведению работ, связанных с предварительной обработкой, интерпретацией результатов внутритрубной инспекции и определению приоритета магистральных газопродуктопроводов предприятий ОАО «Газпром» для проведения идентификации поврежденных участков и вывода их в ремонт. Руководство ВРД 39-1.10-001-99 открывает семейство документов, предназначенных для расчетно-аналитического прогнозирования состояния трубопровода по результатам ВТИ. Выпущены и внедрены в газовой отрасли в 1996 г. «Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с поверхностными повреждениями».

Пример применения методологии иллюстрируется Рис. 6, где показаны результаты вторичных обследований участков трубопроводов, на которых после первого обследования были сделаны ремонто-восстановительные вырезки поврежденных груб с заменой новыми.

Основные результаты н выводы:

1. Настоящая работа подтверждает необходимость систематического комплексного подхода в формировании, подготовке и проведении диагностического контроля технического состояния магистральных трубопроводов.

2. Проведенный анализ методов и средств применения внутритрубных снарядов-дефектоскопов позволил выявить специфику методов (ультразвуковой и магнитный), а также особенности выбора метода и типа снаряда-дефектоскопа различных фирм.

3. Впервые разработаны и внедрены на практике ООО «Оренбурггазпром» инструкции и руководящие документы по обеспечению подготовки, проведения и обработки результатов внутритрубной инспекции.

4. В результате анализа эксплуатационной практики применения ВТИ выявлена специфика технологии диагностирования и методического обоснования последующих технических решений, учитывающая особенности трассы, специфику перекачиваемого

у/п Оренбург-Самара (участок 0-Х21 км)|

■ Ь>40о/в;1.<50 мм Ь>20%;1>50 мм □ Ь<=40'/.;1<=50мм Ь<=20%;1>50 м^ ^Распределение коррозионных поражений по длине трубопровода) (по состоянию на Н* апреля 1995 г.)

14 , "г/п Оренбург-Самара (участок 0-121 км)[

и г -

10

8 6 -

||||1|1|||

III! НИ III

,' *.5 п и ]

1.1 »Т (1 «*.3 70.Я7|.511.3ТЭ.5 Т! Т7 II Н М 1

I Ь>40%;1<50 мм Ь>20%;1>50мм

И И<=40%;К=50мм М<=20%;|>50 мм|

Распределение коррозионных поражений по длине трубопровода]^ (по состоянию на 30 сестябрч 1995 г.)

Рис. 6. Изменение коррозионной ситуации на трубопроводе после вторичных обследований и проведения ремонтно-восстано-вительных работ

продукта, коррозионную активность среды, предрасположенность трубопроводов различного назначения к отдельным классам дефектов и повреждений.

5. Разработаны и внедрены в виде нормативно-методических документов ОАО «Газпром» расчспю-аналитические методы оценки опасности дефектов по критериям прочное ги. а также экспсртно-анадитический метод ранжирования дефектов и трубопроводов по степени опасности.

6. Создана система проведения комплексных обследований трасс трубопроводов ООО «Оренбурггазпром», на основе обобщения опыта которой сформулированы общие положения для организации систем диагностирования методами ВТИ в газовой отрасли в целом.

7. По результатам обследований трубопроводов ООО «Оренбурггазпром» проведены своевременные, а также запланированные комплексы ремонтно-восстановительных работ, позволившие обеспечить требуемый уровень безопасности на трубопроводах предприятия.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Резвых А.И. Опыт эксплуатации магнитного снаряда - дефектоскопа на предприятиях "Оренбурггазпром" и "Мострансгаз" / Шестая международная деловая встреча "Диагностика-96". Доклады и сообщения. М.: ИРЦ Газпром. 1996,- С. 178-180.

2. Резвых А.И., Бычков В.Б., Иванов Б.В. и др. Прибор-сигналтнатор прохода очистного поршня / Материалы II международной конференции "Безопасность трубопроводов" Москва. 28-31 августа 1-997 г. М.: Изд. RCI GRAPHIC DESIGN. 1997. - С. 29-31.

3. Резвых А.И., Бычков В.Б., Карасевич A.M. и др. Система контроля герметичности продуктовроводов 1 Материалы Д международной конференции "Безопасность тру бопроводов" Москва, 28-31 августа 1997г. М.: Изд. RCI GRAPHIC DESIGN. 1997. - С. 31-32.

4. Резвых А.И., Овчинников В.П. Анализ коррозионного состояния магистральных трубопроводов по результатам внутритрубного обследования. Ремонт трубопроводов в процессе эксплуатации / Материалы НТС РАО Газпром. 1994. - С. 58-62.

5. Резвых А.И., Полозов В.А. Оптимизация технического обслуживания магистральных трубопроводов//Газовая промышленность. 3. 1997,-С. 12-13.

6. Резвых А.И., Полозов В.А. Опыт и перспективы использования различных систем внутритрубного обследования для магистральных газопродуктопроводов ДП "Оренбурггазпром" / Пятая юбилейная международная деловая встреча "Диаптостика-95" Доклады и

сообщения. М.: ИРЦ Газпром. 1995,- С. 28-34.

7. Резвых А.И., Полозов В.А., Патраманский Б.В. Опыт и перспективы использования различных систем внутритрубного обследования для магистральных газопродуктопроводов ДГТ 'Оренбурггазпром" / Шестая международная деловая встреча "Диагностика-96". Доклады и сообщения. М.: ИРЦ Газпром. 1996.- С. 41-44.

8. Резвых А.И., Полозов В.А., Резвых В.А. Оптимизация технического обслуживания магистральных трубопроводов на основе данных внутритрубной инспекции / Материалы Международного Научно-технического семинара" Оренбург - октябрь 19971 М.: ИРЦ Газпром. 1997,-С. 68-75.

9. Резвых А.И., Степанов В.И., Трофимов П.П., Харионовский В.В. и др. Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем РД-51-2-97. М.:ИРЦ Газпром. 1997.49 с.

10. Резвых А.И., Харионовский В.В., Ботов В.М. и др. Положение по организации и проведению комплексного диагностирования линейной части магистральных газопроводов ЕСГ. М.: ИРЦ Газпром. 1998,- 60 с.

11. Резвых А.И.. Харионовский В.В., Курганова И.Н. и др. Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с поверхностными повреждениями. М.: РАО "Газпром". ВНИИГАЗ. 1996.- 19 с..

12. Резвых А.И., Харионовский В.В., Курганова И.Н. и др. Руководство по анализу результатов внутритрубной инспекции и оценке опасности дефектов. М/. ИРЦ Газпром. 1998.- 18 с.

Соискатель // if.li^j/ А.И.Резвых