автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.13, диссертация на тему:Совершенствование методов оценки работоспособности газопроводных труб с коррозионными повреждениями

На правах рукописи

БИРИЛЛО ИГОРЬ НИКОЛАЕВИЧ

УДК 621.643:622.691.4

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ОЦЕНКИ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ГАЗОПРОВОДНЫХ ТРУБ С КОРРОЗИОННЫМИ ПОВРЕЖДЕНИЯМИ (на примере ООО «Севергазпром»)

Специальность - 05.02.13.Машины, агрегаты и процессы (нефтяной и газовой промышленности).

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Ухта-2004

Работа выполнена в филиале ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз» и в Ухтинском государственном техническом университете

Научный руководитель

Доктор технических наук, профессор Быков Игорь Юрьевич Доктор технических наук, профессор Кучерявый Василий Иванович

Официальные оппоненты

Кандидат технических наук Ермоленко Николай Михайлович

Ведущая организация

ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

Защита состоится « 05 » ноября 2004 г. в 10"" часов на заседании диссертационного совета КР 212.291.42 в Ухтинском государственном техническом университете по адресу: 169300, г.Ухта, Республика Коми, ул. Первомайская, 13.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственного технического университета.

Автореферат разослан

Ученый секретарь диссертационного совета,

канд. геол.- минерал, наук

а

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Протяженность сети магистральных трубопроводов в России составляет 207 тыс. км. К настоящему времени более 30% газопроводов и 45% нефтепроводов эксплуатируются свыше 20 лет, а 14% газопроводов, 25% нефтепроводов и 34% продуктопроводов выработали свой нормативный ресурс (33 года). Кроме того, следует отметить, что 3% трубопроводов служат уже более 40 лет, а отдельные объекты находятся в работе 50 и более лет.

Опыт эксплуатации трубопроводов различного назначения в течение такого продолжительного периода времени свидетельствует, что возможно как досрочное исчерпание проектного ресурса, проявляющееся в аварийном разрушении труб, так и безаварийная работа объектов по истечении установленных сроков эксплуатации. Иначе говоря, если исходить из того, что ресурс объекта - это продолжительность эксплуатации до достижения предельного состояния, выражающегося в разрушении трубы, то становится очевидным, что проектный ресурс неадекватно отражает оптимальный срок их реальной работы.

Исходя из вышеизложенного, концепция прогнозирования остаточного ресурса магистральных трубопроводов должна базироваться на информации о режимах нагружения объекта, его техническом состоянии и динамике изменения этого состояния в процессе предыдущей эксплуатации.

Основной причиной отказов трубопроводов являются всевозможные дефекты, наличие и темпы развития которых как раз и определяют остаточный ресурс действующих трубопроводов.

Современные "интеллектуальные" снаряды позволяют с высокой достоверностью выявлять зарождение и идентифицировать состояние разнообразных дефектов, определять их ориентировочные размеры и местоположение в трубопроводе.

Количество выявляемых дефектов и возрастание объемов внутритрубной дефектоскопии делают весьма важной проблему оценки степени опасности зафиксированных дефектов. В настоящее время действует ряд норм для классификации обнаруживаемых дефектов. Наряду с этим, в отношении самого массового типа дефектов - коррозионных повреждений стенки труб, составляющих более 70% в общем массиве выявляемых дефектов, многими специалистами отмечается излишне высокая методологическая консервативность в отношении принятия решений об их степени опасности. Это обстоятельство объясняется недостаточной научной обоснованностью расчетных и исследовательских методик, не учитывающих совокупность современных теоретических и экспериментальных представлений о динамике дефектообразования.

Это означает, что методологическое совершенствование приемов, позволяющих дать достоверный прогноз остаточного ресурса и надежности трубопровода, осложненного дефектами, а также решение задачи об оптимальном времени локального повышения работоспособности отдельных дефектных участков для поддержания остаточного ресурса всего объекта на требуемом уровне весьма актуально. Решению этих проблем посвящена настоящая работа.

Связь темы диссертации с плановыми исследованиями. Комплекс исследований по решению обозначенных проблем выполнялся в рамках НИР филиала 00 0 «ВНИИГАЗ» -«Севернипигаз» на 1993+2003 г.г.: № 3.5.35 «Разработка критериев и методов повышения прочностной надежности магистральных газопроводов при строительстве, эксплуатации и ремонте»; № 3.5.36 «Проведение комплексных исследований по оценке многофакторного воздействия околотрубной среды и условий прокладки на техническое состояние длительно эксплуатируемых газопроводов»; № 1.06.01 «Разработка и внедрение рекомендаций по повышению эксплуатационной надежности объектов транспорта газа 000 Севергазпром».

Цель работы. Совершенствование методов оценки работоспособности газопроводных труб с коррозионными повреждениями.

Основные задачи исследований. Для достижения поставленной цели в работе решались следующие задачи:

1. Анализ и определение путей совершенствования существующих способов прогнозирования и поддержания остаточного ресурса труб.

2. Разработка комплекса методик для исследования коррозионных дефектов и их влияния на прочность газопроводных труб.

3. Экспериментальные исследования прочности газопроводных труб и параметров коррозионных дефектов.

4. Оценка качества трубных сталей после их длительной эксплуатации.

5. Разработка методики прогнозирования и поддержания остаточного ресурса газопроводных труб, имеющих коррозионные дефекты.

6. Оценка практической и экономической ценностей работы.

Научная новизна:

1. Установлено, что с достоверностью аппроксимации 0,984 коэффициент уменьшения осевого сечения стенки трубы коррозионным дефектом представляет собой кубический полином вида зависящий от длины

коррозионного дефекта I и его формы, учитываемой эмпирическими коэффициентами ао, аналитические выражения которых определены на основе математической обработки данных, полученных экспериментально.

4

2. Впервые получены аналитические зависимости для определения величины коэффициента концентрации напряжений с учетом окружной длины коррозионного дефекта 1окр, меняющей динамику изменения этого коэффициента при соотношении ^/(/г-Ц,)> 0,0556.

3. Установлено, что распределение механических характеристик трубных сталей 17ГС;17Г1С;14Г2САФ;17Г2СФ, использованных при сооружении МГ ООО «Севергазпром», подчиняется статистическому закону Шарлье, параметры которого позволяют определить текущие служебные характеристики сталей (предел прочности, предел текучести, относительное удлинение) с различным уровнем доверительной вероятности.

4. Определено, что при условии когда расчетный коэффициент запаса прочности дефектной трубы не превышает величину расчетно-экспериментального коэффициента предельного состояния достигается критическое состояние коррозионно-поврежденной трубы, предопределяющее необходимость немедленного вывода ее из эксплуатации; при условии выделяются три категории работоспособности дефектной трубы, характеризующиеся величиной ее остаточного эксплуатационного ресурса опасная при года; потенциально опасная при неопасная при лет.

Основные защищаемые положения диссертации:

- комплекс методик для исследования влияния коррозионных дефектов на прочность газопроводных труб;

- результаты стендовых испытаний бездефектных и коррозионно-поврежденных

труб;

- методика расчета коэффициента концентрации напряжений в зависимости от глубины и ширины коррозионного дефекта;

- метод оценки потерь металла в осевом сечении трубы в зависимости от протяженности дефекта;

- результаты экспериментальных исследований трубных сталей;

- методика определения вероятностных значений механических характеристик трубных сталей;

- методология прогнозирования и поддержания остаточного ресурса коррозионно-поврежденных труб

Практическая ценность работы.

Разработана методика гидравлических испытаний газопроводных труб, что позволило исследовать прочностные свойства натурных промышленных объектов, имеющих различный уровень дефектности и разный срок эксплуатации в составе действующих газопроводов, в том числе бездефектных газопроводных труб. Методика утверждена в ранге стандарта 00 0 «Севергазпром» СТП 8828-155-99, вступившего в действие с 1 января 2000 года.

Разработана методика вероятностного прогноза механических характеристик трубных сталей на основе статистической обработки фактических данных заводов-изготовителей о трубах, поставляемых при сооружении линейной части газопровода, позволяющая определить с различным уровнем доверительной вероятности служебные характеристики сталей (предел прочности, предел текучести, относительное удлинение) без проведения традиционных разрушающих испытаний.

Уточнены расчетные зависимости для оценки степени опасности коррозионных повреждений с целью повышения достоверности прогнозных результатов на основе результатов экспериментальных исследований прочности газопроводных труб в зависимости от параметров коррозионных дефектов.

Выполнена оценка качества трубных сталей после их длительной эксплуатации методом металлографических исследований в сопоставлении с их первоначальными механическими свойствами, что обеспечивает возможность обоснования уровня надежности исследованных сталей и целесообразность их использования на линейной части магистральных газопроводов. Установлено, что газопроводные трубы из термоупрочненной стали 17Г2СФ предрасположены к внезапному разрушению после 16 лет эксплуатации, что не позволяет обеспечить безопасную работу газопровода в течение его нормативного срока службы, составляющего 33 года. Данное обстоятельство свидетельствует о целесообразности планомерного вывода из работы этих труб на действующих объектах и отказ от использования при проведении ремонтных работ или при новом строительстве.

Разработана методика прогнозирования и поддержания остаточного ресурса коррозионно-дефектных газопроводных труб, что позволяет оценить степень опасности установленного дефекта, продолжительность его развития до предельного состояния, необходимость, вид и срок осуществления ремонтных мероприятий.

Разработаны «Методические рекомендации по оценке опасности коррозионных дефектов, выявленных при внутритрубной диагностике магистральных газопроводов», утвержденные в 000 «Севергазпром» и согласованные с Ухтинским отделом Печорского округа Госгортехнадзора России 5 февраля 2001 г.

Практическое использование разработанных рекомендаций позволяет оптимизировать объем восстановительных мероприятий, исходя из фактического влияния дефектов на работоспособность трубопровода, что обеспечивает экономический эффект в размере 215 тысяч рублей на 1 км трубопровода диаметром 1420 мм.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладовались и обсуждались на Всероссийской научно практической конференции «Решение проблем в транспорте газа» (Ухта, 000 «Севергазпром», 1998 г.), семинарах-совещаниях 0 00 «Севергазпром» по повышению уровня надежности эксплуатации магистральных трубопроводов, ГРС и объектов газоснабжения» (1999, 2002, 2003 гг.), Межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы добычи, подготовки и транспорта нефти и газа» (Ухта, УГТУ, 2000 г.), Всероссийской конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. Нефть и газ Европейского Северо-Востока» (Ухта, УГТУ, 2003 г.), VI Международном симпозиуме «Современные проблемы прочности» (Старая Русса, НовГУ, 2003 г.), II Межрегиональной практической конференции «Современные проблемы нефтепромысловой и буровой механики» (Ухта, УГТУ, 2004 г.), научно-технических и ученых советах 000 «Севергазпром», филиала 000 «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз» и Ухтинского государственного технического университета.

Представленная к защите диссертация основывается на результатах, полученных в филиале 0 00 «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз» в период с 1992 по 2003 гг.:

• при испытании полномасштабных газопроводных труб, демонтированных из линейной части магистральных газопроводов 0 00 «Севергазпром» в ходе проведения ремонтных мероприятий;

• при выполнении лабораторных исследований по оценке качества трубных сталей;

• при численном моделировании НДС трубы с локальным утончением стенки.

Кроме того, при написании диссертации автор использовал научный опыт,

содержащийся в теоретических и методологических трудах зарубежных и отечественных специалистов, занимающимися проблемами прочности, надежнсти и ресурса конструкций; Харионовского В.В., Иванцова О.М., Болотина В.В., Махутова НА, Теплинского Ю.А., Шарыгина В.М., Широкова М.А., Стеклова О.И., Алад и некого В.В., Гафарова НА, Митрофанова А.В., Киченко СБ., Кифнера, Витха, Даффи, Шеннона, Мэкси и других.

Структура и объем работы: диссертация состоит из введения, шести глав, заключения, списка литературы из 137 наименований, приложений. Работа изложена на 176 страницах машинописного текста, содержит 46 рисунков и 22 таблицы.

Публикации: по теме диссертации опубликовано 25 работ.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дано обоснование актуальности выбранной темы, сформулированы цели и задачи исследований, • показана научная новизна, практическая ценность и апробация полученных результатов.

В первой главе выполнен анализ и определены пути совершенствования существующих способов прогнозирования и поддержания остаточного ресурса газопроводных труб в процессе их эксплуатации. Рассмотрена теория коррозионного разрушения стали, проанализированы существующие методы оценки работоспособности дефектосодержащих газопроводных труб и факторы, влияющие на достоверность прогнозных расчетов, показаны существующие способы поддержания работоспособности газопроводных труб и методология их реализации на эксплуатирующихся объектах.

Теория коррозионного разрушения стали поясняет механизм зарождения и развития дефектов на атомном уровне, но не позволяет дать количественную оценку динамики происходящих процессов при переходе от микро к макропроявлениям. Именно этим объясняется отсутствие универсальной и однозначной теории прогноза технических систем, подверженных коррозии.

Для оценки работоспособности газопроводных труб, осложненных дефектами, наибольшую востребованность имеют расчетные методы. Достоверность прогнозных расчетов может быть повышена за счет адаптации существующих методов к местным условиям на основе совокупности результатов лабораторных исследований, численного моделирования и полномасштабных гидравлических испытаний фрагментов реальных газопроводов.

Точность оценки степени опасности дефектного трубопровода определяется достоверностью критериев предельного состояния, значениями механических характеристик материала, используемых в прогнозных расчетах, полнотой учета геометрических параметров дефекта на формируемое напряженно-деформированное состояние. Проектная практика применения служебных свойств, регламентируемых техническими условиями или государственными стандартами, не может быть признана рациональной для уже эксплуатирующихся конструкций. Фактические свойства металла газопровода даже после длительной эксплуатации трубопроводной системы, соизмеримой с ее проектным сроком службы, как правило, существенно превышают установленные нормативные значения. По этой причине представляется целесообразным использовать для прогнозных расчетов параметры, получаемые в результате статистической обработки соответствующих служебных характеристик трубных сталей, использованных при сооружении рассматриваемого газопровода.

Каждый коррозионный дефект характеризуется тремя геометрическими размерами, однако при его оценке степени опасности, как правило, учитывают только глубину и осевую протяженность. Влияние ширины коррозионного повреждения на уровень напряжений в дефектной зоне трубы может быть исследовано численным моделированием цилиндрической оболочки с локальным утончением стенки.

Существующие способы поддержки остаточного ресурса газопроводных труб обеспечивают возможность ремонта, замены и поддержания технического состояния дефектных трубных оболочек, их прочностных параметров на уровне безопасной эксплуатации. Однако до настоящего времени не оптимизированы сроки вмешательства в эксплуатационный процесс с целью локального повышения работоспособности дефектных звеньев системы для поддержания остаточного ресурса всего объекта на требуемом уровне.

Во второй главе представлен комплекс методик, разработанных для решения поставленных задач исследования. Разработаны следующие методики:

1. Методика гидравлических испытаний газопроводных труб.

Фрагменты газопроводных труб с коррозионными дефектами вырезают из линейной части МГ, монтируют в трубную плеть, которую освидетельствуют методами неразрушающего контроля и затем нагружают внутренним гидростатическим давлением, доводя ее до разрушения. По результатам испытаний определяют реальный коэффициент запаса прочности дефектной трубы:

Кд=Ррт!Рг. (1)

где Р^ - предельное давление для трубы (давление разрушения); Рр - проектное давление.

Определяют проектный коэффициент запаса прочности бездефектной трубы:

п-КгКк

'■пр

к..=-—. (2)

т

где и - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе; К, - коэффициент надежности по материалу; Кн - коэффициент надежности по назначению трубопровода; т - коэффициент условий работы трубопровода.

Значения коэффициентов регламентируются СНиП 2.05.06-85*.

По соотношению коэффициентов Кд и Кпр определяют уровень эксплуатационной надежности коррозионно-поврежденной трубы.

2. Методика определения вероятностных значений механических характеристик трубных сталей.

Осуществляют статистическую обработку сертификатных данных заводов-изготовителей, сопровождающих поставку каждой партии газопроводных труб. Исходя из характера распределения случайных величин, принимают один из законов распределения. Используя критерии согласия, проверяют совпадение статистического и теоретического распределений. Если критерии согласия не выполняются, то принятый закон распределения отвергают и рассматривают другой. По установленному закону распределения определяют значения механических характеристик, соответствующие различному уровню их доверительной вероятности.

3. Методика получения эмпирической зависимости для определения потерь металла в осевом сечении коррозионно-поврежденной трубы.

Осевой профиль коррозионного дефекта детально измеряют по длине. По экспериментальным данным строят фактический профиль дефекта и определяют площадь потерь металла и коэффициент уменьшения осевого сечения. Определяют достоверность аппроксимации профиля дефекта в виде прямоугольника, треугольника, эллипса, параболы, окружности. По совокупности результатов освидетельствования коррозионных дефектов различной протяженности находят эмпирическую зависимость для расчета потерь металла в осевом сечении коррозионно-поврежденной трубы.

4. Методика оценки влияния геометрических параметров дефекта (ширины и глубины) на коэффициент концентрации напряжений.

Численным методом конечных элементов моделируют трубу с локальным утончением стенки, нагруженную внутренним избыточным давлением. Варьируя величиной давления и геометрическими размерами дефектной зоны (ширина и глубина) определяют напряженно-деформированное состояние в стенке трубы и максимальный коэффициент концентрации напряжений

где о™ • максимальные кольцевые напряжения в дефектной зоне; ащ - кольцевые напряжения в стенках бездефектной трубы.

Математической обработкой опытных данных находят выражение для вычисления коэффициента концентрации напряжений в зависимости от варьировавшихся параметров. Оценивают погрешность полученной зависимости.

В третьей главе представлены результаты экспериментальных исследований прочности газопроводных труб, параметров коррозионных дефектов и их влияния на напряженно-деформированное состояние дефектной зоны.

Анализ результатов стендовых испытаний полноразмерных бездефектных газопроводных труб показал, что критерием их предельного состояния является достижение кольцевыми напряжениями от внутреннего давления предела прочности металла.

Стендовые испытания эксплуатировавшихся газопроводных труб наружным диаметром 1020 и 1220 мм с коррозионными повреждениями, недопускаемыми действующими нормами, показали, что используемые критерии отбраковки коррозионно-поврежденных труб обладают определенной консервативностью, вызывая необходимость замены или ремонта участков газопровода с достаточным запасом прочности и надежности.

Оценка достоверности учета потерь металла в осевом сечении коррозионно-поврежденной трубы выполнена на основе детального освидетельствования 100 реальных коррозионных дефектов протяженностью от 3 до 1000 мм. Установлено, что каждый из теоретических профилей (прямоугольный, треугольный, параболический, эллипсный, по окружности) имеет узколокальный диапазон длин, в котором наблюдается наибольшее соответствие экспериментальным данным, рис.1. Практически все рассмотренные профили дефектов (треугольный, параболический, эллипсный, по окружности) недооценивают потери металла у непротяженных повреждений, что может привести к заниженной оценке степени опасности фактического дефектного элемента.

В результате математической обработки экспериментальных данных получено выражение для вычисления коэффициента уменьшения осевого сечения стенки

трубы дефектом от его протяженности I, обеспечивающее среднюю погрешность 1,8 %:

1 t '

1 i : ! ••! I ' 1 •« 4 t

£¿1 1 ' А А! ¡ А , 1 А А'

; ¡ til й ! 1 ^

Г • .«Jf i ,в в - \ 3;5

ам1 ¡-г- i i 1 ■ ■! 1 " 1 | ■■

\ 2

Tf mtop

Кфт, 2,00

1,75

1,50

1,25

1,00

0,75

0,50

0,25

0,00

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 111 Осевая протяженность дефекта, мм

Рис.1. Сопоставление коэффициентов уменьшения осевого сечения коррозионь дефекта при различных вариантах представления его проф 1 - прямоугольный профиль; 2 - треугольный профиль; 3 - параболический профиль; эллипсный профиль; 5 - профиль по окружности

Оценка влияния ширины коррозионного дефекта на уровень напряжений, возникающих в дефектной зоне трубы, выполнена на основе численного моделирования методом конечных элементов цилиндрической оболочки с локальным утончением стенки. Полученные данные показывают, что коэффициент концентрации напряжений y/¡

изменяется нелинейно, имея характерный максимум при

рис.2. С увеличением глубины дефекта йт„ величина у>2 и нелинейность ее изменения

возрастают. При протяженности дефекта L04, более 0,2222 (80°) коэффициент щ

практически не изменяется, принимая значение, соответствующее утончению стенки по всему периметру трубы.

Путем математической обработки результатов численного моделирования

получена аналитическая зависимость для

использования в

инженерных расчетах при оценке степени опасности коррозионных повреждений:

В четвертой главе изложены результаты исследования качества трубных сталей 17ГС, 17Г1С, 14Г2САФ, 17Г2СФ, эксплуатировавшихся в течение 25+30 лет на магистральных газопроводах ООО «Севергазпром», выполнен статистический анализ механических свойств этих сталей и получены значения механических характеристик, соответствующие различному уровню доверительной вероятности.

Оценку качества трубных сталей осуществляли по результатам металлографических исследований и механических испытаний образцов металла, вырезанных из различных участков магистральных газопроводов.

Стали 17ГС и 17Г1С, основанные на твердорастворном упрочнении кристаллической решетки железа при введении марганца и кремния, имеют однородную исходную структуру без существенных аномалий. В процессе последующей эксплуатации этих сталей в течение 30 лет исходная структура не претерпевает заметных изменений. Вследствие незначительного количества несовершенств кристаллической решетки и структуры, стали 17ГС и 17Г1С имеют достаточно стабильные служебные характеристики, практически не изменяющиеся при эксплуатации. Кроме того, отсутствие в структуре этих сталей существенных аномалий делает их непредрасположенными к возникновению и развитию макродефектов (в том числе и коррозионных) и высоконадежными при эксплуатации.

Карбидное и карбонитридное упрочнение сталей 14Г2САФ и 17Г2СФ, происходящие при введении ванадия и азота, вызывают не только измельчение структуры, но и нарушение ее однородности несплошностями, расслоениями и неметаллическими включениями. Наличие аномалий структуры проявляется в нестабильности макросвойств металла, а развитие исходных дефектов структуры в процессе эксплуатации сталей вызывает ухудшение их пластических свойств. Наиболее сильное снижение относительного удлинения, являющегося показателем пластичности, зафиксировано у стали 17Г2СФ. Практически у всех испытанных образцов из этой стали относительное удлинение снизилось ниже нормативного значения, что делает высокой вероятность хрупкого (внезапного) разрушения при эксплуатации. Кроме того, наличие большого количества структурных аномалий делает сталь 17Г2СФ склонной к возникновению и развитию макродефектности. Совокупность полученных результатов не позволяет гарантировать длительную безопасную работу газопроводных труб из стали 17Г2СФ, что подтверждается статистикой их аварийного разрушения. В ООО «Севергазпром» протяженность участков МГ, выполненных трубами из стали 17Г2СФ, составляет около 70 км, что менее 1% от общей длины обслуживаемых газопроводов. Наряду с этим за период эксплуатации МГ с 1992 по 2002 г.г. на этих трубах произошло 22 % всех аварийных разрушений. Данное обстоятельство подтверждает низкую надежность газопроводных труб из стали 17Г2СФ в процессе продолжительной работы. Таким образом, целесообразно планомерно выводить из работы трубы из стали 17Г2СФ на действующих объектах и не использовать их при выполнении ремонтных работ или новом строительстве.

Статистический анализ исходных механических свойств трубных сталей 17ГС, 17Г1С, 14Г2САФ, 17Г2СФ выполнен по сертификатным данным заводов-изготовителей,

сопровождавшим поставку каждой партии труб. Распределения прочностных и вязких свойств сталей 17ГС, 17Г1С и 14Г2САФ имеют единую тенденцию: низкая плотность распределения на начальном и конечном участках интервала изменения случайной величины и характерный максимум внутри рассматриваемого интервала, смещенный относительно его середины, рис.3. Все регламентируемые значения параметров прочности и пластичности, как правило, превышают нормативные значения и наиболее достоверно описываются законом распределения случайных величин Шарлье, параметры которого позволяют определить с различным уровнем доверительной вероятности служебные характеристики сталей (предел прочности, предел текучести, относительное удлинение), без проведения традиционных разрушающих испытаний.

520 530 540 550 560 570 580 590 600 610 620 630 Предел прочности, МПа

Относительное удлинение,%

Рис. 3. Гистофаммы распределения механических характеристик стали 17ГС и теоретические функции распределения относительных частот по закону Шарлье

В пятой главе изложена методология прогнозирования и поддержания остаточного ресурса коррозионно-поврежденных труб, позволяющая оценить степень опасности дефектных труб, определить вид ремонтных работ и оптимальные сроки их проведения. На конкретном примере рассмотрен порядок ее практического применения.

Для оценки и нормирования безопасности газопроводных труб с дефектами предложены критерии работоспособности, основанные на уровне напряженно деформированного состояния дефектной зоны и темпах его изменения в процессе последующей эксплуатации газопровода, рис. 4.

Достоверность использованных зависимостей подтверждена результатами гидравлических испытаний газопроводных труб диаметром 508+1420 мм с искусственными надрезами и дефектами естественного происхождения.

Критерием предельного состояния дефекта принято условие достижения кольцевыми напряжениями величины

Коэффициент запаса [Кд]г в этом случае составит 1,053.

Критерием текущей безопасности коррозионно-поврежденной трубы принято условие достижения в дефектной зоне предельных кольцевых напряжений, равных

, не ранее, чем через 5 лет после освидетельствования дефекта при условии линейного изменения его геометрических параметров.

В шестой главе изложена практическая ценность работы и представлена оценка ее экономической эффективности. На конкретном примере показано, что использование результатов работы позволяет определить приоритетность ремонта обнаруживаемых дефектов, исходя из их фактического влияния на работоспособность трубопровода, что оптимизирует объем восстановительных мероприятий и необходимых денежных средств для их реализации, обеспечивая экономический эффект в размере 215 тысяч рублей на 1 км трубопровода диаметром 1420 мм. При этом эксплуатационная надежность объекта остается на регламентируемом уровне.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1. Проанализированы и определены пути совершенствования способов прогнозирования и поддержания остаточного ресурса труб.

2. Разработан комплекс методик, позволивших исследовать влияние коррозионных дефектов на прочность газопроводных труб.

3. Экспериментально исследованы параметры коррозионных дефектов и их влияние на прочность газопроводных труб, в частности:

Рис.4. Алгоритм прогнозирования остаточного ресурса газопроводных труб с коррозионными повреждениями

• по результатам стендовых гидравлических испытаний бездефектных газопроводных труб, установлено, что критерием их предельного состояния является достижение кольцевыми напряжениями от внутреннего давления предела прочности материала;

• по данным, полученным при стендовых гидравлических испытаниях газопроводных труб с коррозионными дефектами, установлено, что действующие критерии отбраковки коррозионно-поврежденных труб обладают определенной консервативностью, вызывая необходимость замены или ремонта участков газопровода с достаточным запасом прочности и надежности;

• на основе анализа экспериментальных данных о геометрических параметрах коррозионных дефектов получена аналитическая зависимость для вычисления потерь металла в осевом сечении трубы;

• по результатам численного моделирования цилиндрической оболочки с локальным утончением стенки выполнен анализ влияния ширины и глубины дефекта на уровень напряжений, возникающих в дефектной зоне, и получено математическое выражение для расчета коэффициента концентрации напряжений в зависимости от глубины и ширины дефекта.

4. На основе металлографических исследований и механических испытаний выполнена оценка качества трубных сталей после их длительной эксплуатации, в частности:

• установлено, что стали 17ГС и 17Г1С имеют высокую надежность при эксплуатации, а термоупрочненные стали 17Г2СФ предрасположены к внезапному разрушению после 16 лет эксплуатации, что означает целесообразность их планомерной замены на действующих объектах и отказ от дальнейшего использования в ходе ремонтных работ или при новом строительстве;

• определен статистический закон распределения механических характеристик трубных сталей 17ГС; 17Г1С; 14Г2САФ; 17Г2СФ. Получены значения механических характеристик для различного уровня доверительной вероятности прогнозных расчетов.

5. Разработана методика прогнозирования и поддержания остаточного ресурса коррозионно-дефектных газопроводных труб, что позволяет оценить степень опасности установленного дефекта, продолжительность его развития до предельного состояния, необходимость, вид и оптимальный срок осуществления ремонтных мероприятий.

6. Разработаны и введены в действие "Методические рекомендации по оценке опасности коррозионных дефектов, выявленных при внутритрубной диагностике магистральных газопроводов", согласованные с Госгортехнадзором России.

Практическое использование разработанных рекомендаций позволяет определить приоритетность ремонта обнаруживаемых дефектов, исходя из их фактического влияния на работоспособность трубопровода, что оптимизирует объем восстановительных мероприятий и необходимых денежных средств для их реализации, обеспечивая экономический эффект в размере 215 тысяч рублей на 1 км трубопровода диаметром 1420 мм. Исключительно важно, что эксплуатационная надежность объекта при этом остается на регламентируемом уровне.

7. Совокупность проведенных исследований и полученных результатов позволили достигнуть цель, поставленную в настоящей работе по совершенствованию методов оценки работоспособности газопроводных труб с коррозионными повреждениями.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Кузьбожев А.С., Теплинский Ю.А., Бирилло И.Н. Методологический подход к исследованию проблем длительно эксплуатируемых объектов газотранспортной системы // II Межрегион, научн.-техн. конф.: Проблемы добычи, подготовки и транспорта нефти и газа (Ухта, УГТУ, 16-19 окт. 2000 г.): Тез. докл. - Ухта, 2000. с. 34-35.

2. Стандарт предприятия ООО «Севергазпром» СТП 8828-159-2000. Трубы аварийных запасов магистральных газопроводов. Порядок приемки, хранения, использования и освидетельствования / Ю.В.Илатовский, ЮАТеплинский, А.С.Кузьбожев, И.Н.Бирилло. - Ухта, 2000. - 79 с.

3. Бирилло И.Н., Алейников С.Г., Филиппов А.И. Обследование балочных переходов магистральных газопроводов и пути повышения их эксплуатационной надежности // Науч.-техн. сб. Геология, разработка, эксплуатация месторождений Тимано - Печорской провинции. Транспорт газа. Проблемы, решения, перспективы. Кн.З. Транспорт газа. - Ухта, филиал ООО ВНИИГАЗ - Севернипигаз, 2000. - с. 110-121.

4. Методические рекомендации по оценке опасности коррозионных дефектов, выявленных при внутритрубной диагностике магистральных газопроводов / Ю.В. Илатовский, Е.М. Гурленов, ЮА Теплинский, В.М. Шарыгин, И.Н. Бирилло. - Ухта, филиал ООО ВНИИГАЗ - Севернипигаз, 2001. - 39 с.

5. Сборник нормативно - методических и патентно - защищенных разработок по вопросам диагностики, ремонта, и строительства магистральных газопроводов / Ю.В. Илатовский, Е.М. Гурленов, ЮА Теплинский, В.М. Шарыгин, А.С. Кузьбожев, И.Н. Бирилло и др. -Ухта, филиал ООО ВНИИГАЗ - Севернипигаз, 2001. -179 с.

6. Теплинский ЮА, Бирилло И.Н., Колотовский АН., Борщевский А.В. Об обследовании технического состояния балочных переходов // Научно - техн. сб. Сер.: Диагностика оборудования и трубопроводов. - М.: ИРЦ Газпром, 2001. - № 5. - с. 9-18.

7. Яковлев А.Я., Воронин В.Н., Мамаев Н.И., Шарыгин В.М., Бирилло И.Н. Разработка метода анализа влияния коррозионных дефектов на прочность газопроводов с определением очередности ремонтных мероприятий // Научно - техн. сб. Сер.: Транспорт и подземное хранение газа. - М.: ИРЦ Газпром, 2002. - № 1. - с. 3-15.

8. Тухбатуллин Ф.Г., Волгина Н.И., Королев М.И., Теплинский Ю.А., Кузьбожев А.С., Бирилло И.Н. Исследование остаточных напряжений длительно эксплуатируемых трубопроводов методом разрезания // Научно - техн. сб. Сер.: Транспорт и подземное хранение газа. - М.: ИРЦ Газпром, 2002. - № 5. - с. 3-9.

9. Кузьбожев А.С., Бирилло И.Н., Теплинский Ю.А., Тухбатуллин Ф.Г., Волгина Н.И., Королев М.И. Оценка деформационного старения металла сверхдлительно эксплуатируемых трубопроводов методом релаксационных испытаний // Научно - техн. сб. Сер.: Транспорт и подземное хранение газа. - М.: ИРЦ Газпром, 2002. - № 6. - с. 1220.

10. Кузьбожев А.С., Бирилло И.Н., Теплинский Ю.А., Тухбатуллин Ф.Г., Волгина Н.И., Королев М.И. Прогнозирование остаточного ресурса газопроводов по структурному состоянию металла // Научно - техн. сб. Сер.: Транспорт и подземное хранение газа. - М.: ИРЦ Газпром, 2002. - № 6. - с. 3-11.

11. Кузьбожев А.С., Бирилло И.Н., Теплинский Ю.А. Оценка изменений механических характеристик металла длительно эксплуатируемых трубопроводов, работающих в различных условиях прокладки // Научно - техн. сб. Сер.: Транспорт и подземное хранение газа. - М.: ИРЦ Газпром, 2002. - № 6. - с. 27-33.

12. Бирилло И.Н., Теплинский ЮА, Агиней Р.В., Алиев ТТ., Пронин А.И., Стручин В.А. Результаты экспертной оценки конструктивной прочности надземной обвязки нагнетателей ГПА Вуктыльского ЛПУМГ ООО «Севергазпром» // Научно - техн. сб. Сер.: Диагностика оборудования и трубопроводов. - М.: ИРЦ Газпром, 2003. - № 2. - с. 32-39.

13. Бирилло И.Н., Теплинский Ю.А., Шкулов С.А., Воронин В.Н., Алиев Т.Т., Пронин А.И. Стендовые испытания прочности кольцевых сварных швов с дефектами // Научно -техн. сб. Сер.: Транспорт и подземное хранение газа. - М.: ИРЦ Газпром, 2003. - № 2. - с. 26-30.

14. Бирилло И.Н., Теплинский Ю.А., Быков И.Ю., Алейников С.Г. Результаты стендовых испытаний коррозионно-поврежденных труб // Всерос. конф.: Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. Нефть и газ Европейского Северо-востока (Ухта, УГТУ, 15-17 апр. 2003 г.): Тез. докл. - Ухта, 2003. - с. 271 -274.

15. Теплинский Ю.А., Шарыгин В.М., Бирилло И.Н. Гидравлические испытания труб, вырезанных из действующих магистральных газопроводов. Методология. Результаты. Анализ. - Ухта, филиал ООО ВНИИГАЗ - Севернипигаз, 2003. -174 с.

16. Методические рекомендации по расследованию причин аварийных разрушений на линейной части магистральных газопроводов / Н.В.Долгушин, Е.М.Гурленов, ЮАТеплинский, МАКонакова, И.Н.Бирилло и др. - Ухта, филиал ООО ВНИИГАЗ -Севернипигаз, 2003. - 53 с.

17. Яковлев А.Я., Воронин В.Н., Теплинский Ю.А., Бирилло И.Н. Исследование стресс - коррозии на магистральных газопроводах 000 Севергазпром // Потенциал. -

2003.-№5. -с.41 -43.

18. Воронин В.Н., Аленников С.Г., Андронов И.Н., Волкова И.И., Теплинский ЮА, Бирилло И.Н. Оценка остаточного ресурса работоспособности трубных сталей с помощью статистического регрессионного анализа стандартных механических характеристик // Научн. Труды VI Межд. симп.: Современные проблемы прочности (Старая Русса, 20-24 окт. 2003 г.). Т.2. - Великий Новгород, 2003. - с. 158-166.

19. Бирилло И.Н., Теплинский Ю.А, Быков И.Ю., Алейников С.Г. Результаты стендовых испытаний коррозионно-поврежденных труб // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2003. - №12. - с.27-29.

20. Яковлев А.Я., Алиев ТТ., Аленников С.Г, Теплинский Ю.А., Кузьбожев А.С., Бирилло И.Н. Результаты экспериментальных исследований прочности кольцевых сварных швов МГ с дефектами // Газовая промышленность. - 2004. - №1. - с.62-64.

21. Бирилло И.Н., Теплинский ЮА, Быков И.Ю. О механических характеристиках газопроводных труб из стали 17ГС и 17Г1С // Безопасность труда в промышленности. -

2004.-№2.-с. 12-14.

22. Бирилло И.Н., Теплинский ЮА, Быков И.Ю., Александров Ю.В. Оценка потерь металла в осевом сечении коррозионно-поврежденных труб // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2004. - №4. - с.9-12.

23. Бирилло И.Н., Теплинский ЮА, Быков И.Ю., Александров Ю.В. Полигонные испытания как способ исследования несущей способности нефтегазопроводных труб // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2004. - №6. - с.28-31.

24. Теплинский Ю.А., Бирилло И.Н., Аленников С.Г. Результаты исследования прочности труб магистральных газопроводов с коррозионными повреждениями // Производство проката. - 2004. - №6. - с. 18-21.

25. Бирилло И.Н., Теплинский ЮА, Быков И.Ю., Александров Ю.В. О работоспособности трубопроводов, подверженных коррозии в процессе эксплуатации // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2004. - №8. - с.21 -25.

Подписано в печать 20.09.2004 г. Формат А5 Уч. изд. л. 1,5. Тираж 100 экз. Заказ № 12896 Отпечатано в отделе механизации и выпуска НТД Севернипигаза Лицензия КР № 0043 от 9 июня 1998 г. 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул Севастопольская, 1а

11*267

г

РНБ Русский фонд

2005-4 16525

Введение.

1. Анализ существующих способов прогнозирования и поддержания остаточного ресурса труб.

1.1. Теория коррозионного разрушения стали.

1.2. Существующие методы оценки работоспособности дефектосодержащих газопроводных труб.

1.2.1. Оценка работоспособности газопроводных труб на основе

• их диагностического контроля.

1.2.2. Расчетные методы оценки прочности дефектосодержащих труб.

1.2.3. Методы гидростатических испытаний.

1.3. Исследование механизма зарождения и развития коррозионных дефектов.

1.4. Методы оценки динамики исчерпания ресурса в процессе эксплуатации труб.

1.5. Методы прогнозирования и поддержания остаточного ресурса.

1.6. Существующие способы поддержания остаточного ресурса газопроводных труб.

1.7. Цель и задачи исследования.

2. Комплекс методик для исследования коррозионных дефектов и их влияния на прочность газопроводных труб.

2.1. Методика гидравлических испытаний газопроводных труб.

2.2. Методика определения вероятностных значений механических характеристик трубных сталей.

2.3. Методика получения эмпирической зависимости для определения потерь металла в осевом сечении коррозионно-поврежденной трубы.

• 2.4. Методика оценки влияния геометрических параметров дефекта ширины и глубины) на коэффициент концентрации напряжений.

3. Экспериментальные исследования прочности газопроводных труб и параметров коррозионных дефектов.

3.1. Результаты стендовых испытаний бездефектных труб.

3.2. Результаты стендовых испытаний газопроводных труб с коррозионными дефектами.

3.3. Результаты освидетельствования коррозионных дефектов и исследования их геометрических параметров. r 3.4. Исследование влияния ширины дефекта на уровень напряжений, возникающих в дефектной зоне.

3.4.1. Расчетная схема.

3.4.2. Реализованные варианты расчетов.

3.4.3. Результаты расчетов и их анализ.

4. Оценка качества трубных сталей после их длительной эксплуатации.

4.1. Основные сведения о трубных сталях 17ГС, 17Г1С, 17Г2СФ, 14Г2САФ.

4.2. Результаты металлографических исследований трубных сталей.

4.3. Анализ первоначальных механических свойств трубных сталей. ЮЗ

4.4. Результаты механических испытаний исследуемых трубных сталей

4.5. Обобщенные выводы по результатам проведенных исследований

5. Разработка методики прогнозирования и поддержания остаточного ресурса газопроводных труб с коррозионными повреждениями.

5.1. Оценка текущей работоспособности газопроводных труб с дефектами.

5.1.1. Определение несущей способности газопроводных труб при наличии одиночных дефектов.

• 5.1.2. Определение несущей способности газопроводных труб при наличии нескольких дефектов.

5.1.3. Критерии для оценки текущей работоспособности газопроводных труб с дефектами.

5.2. Определение времени достижения предельных размеров дефекта

5.3. Методика прогнозирования остаточного ресурса газопроводных труб с коррозионными повреждениями.

5.4. Методы ремонта коррозионно-поврежденных труб.

5.5. Пример практического применения методики прогнозирования остаточного ресурса газопроводных труб с коррозионными повреждениями.

6. Практическая и экономическая ценность работы.

Актуальность работы. Протяженность сети магистральных трубопроводов в России составляет 207 тыс. км. К настоящему времени более 30% газопроводов и 45% нефтепроводов эксплуатируются свыше 20 лет, а 14% газопроводов, 25% нефтепроводов и 34% продуктопроводов выработали свой нормативный ресурс (33 года). Кроме того, следует отметить, что 3% трубопроводов служат уже более 40 лет, а отдельные объекты находятся в работе 50 и более лет [5; 81; 97].

Опыт эксплуатации трубопроводов различного назначения в течение такого продолжительного периода времени свидетельствует, что возможно как досрочное исчерпание проектного ресурса, проявляющееся в аварийном разрушении труб, так и безаварийная работа объектов по истечении установленных сроков эксплуатации [2]. Иначе говоря, если исходить из того, что ресурс объекта - это продолжительность эксплуатации до достижения предельного состояния, выражающегося в разрушении трубы, то становится очевидным, что проектный ресурс неадекватно отражает оптимальный срок их реальной работы.

Исходя из вышеизложенного, концепция прогнозирования остаточного ресурса магистральных трубопроводов должна базироваться на информации о режимах нагружения объекта, его техническом состоянии и динамике изменения этого состояния в процессе предыдущей эксплуатации [96; 115; 116].

Основной причиной отказов трубопроводов являются всевозможные дефекты, наличие и темпы развития которых как раз и определяют остаточный ресурс действующих трубопроводов [117; 125].

Современные "интеллектуальные" снаряды позволяют с высокой достоверностью выявлять зарождение и идентифицировать состояние разнообразных дефектов, определять их ориентировочные размеры и местоположение в трубопроводе [12; 17].

Количество выявляемых дефектов и возрастание объемов внутритрубной дефектоскопии делают весьма важной проблему оценки степени опасности зафиксированных дефектов. В настоящее время действует ряд норм [42; 44; 45; 95] для оценки степени опасности обнаруживаемых дефектов. Наряду с этим, в отношении самого массового типа дефектов - коррозионных повреждений стенки труб, составляющих более 70% в общем массиве выявляемых дефектов [48; 101], многими специалистами отмечается излишне высокая методологическая консервативность в отношении принятия решений об их степени опасности [6; 13; 36; 99; 114; 124]. Данное обстоятельство объясняется недостаточной научной обоснованностью расчетных и исследовательских методик, не учитывающих совокупность современных теоретических и экспериментальных представлений о динамике дефектообразования. Это означает, что методологическое совершенствование приемов, позволяющих дать достоверный прогноз остаточного ресурса и надежности трубопровода, осложненного дефектами, а также решение задачи об оптимальном времени локального повышения работоспособности отдельных дефектных участков для поддержания остаточного ресурса всего объекта на требуемом уровне весьма актуально. Решению этих проблем посвящена настоящая работа.

Связь темы диссертации с плановыми исследованиями. Комплекс исследований по решению обозначенных проблем выполнялся в рамках тем НИР филиала ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз» на 1993^-2003 г.г.: № 3.5.35 «Разработка критериев и методов повышения прочностной надежности магистральных газопроводов при строительстве, эксплуатации и ремонте»; № 3.5.36 «Проведение комплексных исследований по оценке многофакторного воздействия околотрубной среды и условий прокладки на техническое состояние длительно эксплуатируемых газопроводов»; № 1.06.01 «Разработка и внедрение рекомендаций по повышению эксплуатационной надежности объектов транспорта газа ООО Севергазпром».

Цель работы. Совершенствование методов оценки работоспособности газопроводных труб с коррозионными повреждениями.

Основные задачи исследований. Для достижения поставленной цели в работе решались следующие задачи:

1. Анализ и определение путей совершенствования существующих способов прогнозирования и поддержания остаточного ресурса труб.

2. Разработка комплекса аналитических, численных и эмпирических методик для исследования коррозионных дефектов и их влияния на прочность газопроводных труб.

3. Экспериментальные исследования прочности газопроводных труб и параметров коррозионных дефектов.

4. Оценка качества трубных сталей после их длительной эксплуатации.

5. Разработка методики прогнозирования и поддержания остаточного ресурса газопроводных труб, имеющих коррозионные дефекты.

6. Оценка практической и экономической ценностей работы.

Научная новизна:

1. Установлено, что, с достоверностью аппроксимации 0,984, коэффициент уменьшения осевого сечения стенки трубы коррозионным дефектом представляет собой кубический полином вида Кфакт =ао+аг/-+а2-/-2+а313, зависящий от длины коррозионного дефекта и и его формы, учитываемой эмпирическими коэффициентами ао, а2, и а3, аналитические выражения которых определены на основе математической обработки данных, полученных экспериментально.

2. Впервые получены аналитические зависимости для определения величины коэффициента концентрации напряжений, учитывающие окружную длину коррозионного дефекта которая меняет динамику изменения этого коэффициента при соотношении !{п-Он)>0,0556.

3. Установлено, что распределение механических характеристик трубных сталей 17ГС;17Г1С;14Г2САФ;17Г2СФ, использованных при сооружении МГ ООО «Севергазпром», подчиняется статистическому закону Шарлье, параметры которого позволяют определить текущие служебные характеристики сталей (предел прочности, предел текучести, относительное удлинение) с различным уровнем доверительной вероятности.

4. Определено, что при условии Кд < [Кд]2, когда расчетный коэффициент запаса прочности дефектной трубы Кд не превышает величину расчетно-экспериментального коэффициента предельного состояния [Кд]2, достигается критическое состояние коррозионно-поврежденной трубы, предопределяющее необходимость немедленного вывода ее из эксплуатации; при условии Кд > [Кд]2 выделяются три категории работоспособности дефектной трубы, характеризующиеся величиной ее остаточного эксплуатационного ресурса Трасчопасная при Трасч< 1 года; потенциально опасная при 1 < трасч< 5; неопасная при Трасч >5 лет.

Основные защищаемые положения диссертации:

- комплекс методик для исследования влияния коррозионных дефектов на прочность газопроводных труб;

- результаты стендовых испытаний бездефектных и коррозионно-поврежденных труб;

- методика расчета коэффициента концентрации напряжений в зависимости от глубины и ширины коррозионного дефекта;

- метод оценки потерь металла в осевом сечении трубы в зависимости от протяженности дефекта;

- результаты экспериментальных исследований трубных сталей;

- методика определения вероятностных значений механических характеристик трубных сталей;

- методология прогнозирования и поддержания остаточного ресурса коррозионно-поврежденных труб.

Практическая ценность работы.

Разработана методика гидравлических испытаний газопроводных труб, что позволило исследовать прочностные свойства натурных промышленных объектов, имеющих различный уровень дефектности и разный срок эксплуатации в составе действующих газопроводов, в том числе бездефектных газопроводных труб. Методика утверждена в ранге стандарта ООО «Севергазпром» СТП 8828155-99, вступившего в действие с 1 января 2000 года.

Разработана методика вероятностного прогноза механических характеристик трубных сталей на основе статистической обработки фактических данных заводов-изготовителей о трубах, поставляемых при сооружении линейной части газопровода, позволяющая определить с различным уровнем доверительной вероятности служебные характеристики сталей (предел прочности, предел текучести, относительное удлинение) без проведения традиционных разрушающих испытаний.

Уточнены расчетные зависимости для оценки степени опасности коррозионных повреждений с целью повышения достоверности прогнозных результатов на основе результатов экспериментальных исследований прочности газопроводных труб в зависимости от параметров коррозионных дефектов.

Выполнена оценка качества трубных сталей после их длительной эксплуатации методом металлографических исследований в сопоставлении с их первоначальными механическими свойствами, что обеспечивает возможность обоснования уровня надежности исследованных сталей и целесообразность их использования на линейной части магистральных газопроводов. Установлено, что газопроводные трубы из термоупрочненной стали 17Г2СФ предрасположены к внезапному разрушению после 16 лет эксплуатации, что не позволяет обеспечить безопасную работу газопровода в течение его нормативного срока службы, составляющего 33 года. Данное обстоятельство свидетельствует о целесообразности планомерного вывода из работы этих труб на действующих объектах и отказ от использования при проведении ремонтных работ или при новом строительстве.

Разработана методика прогнозирования и поддержания остаточного ресурса коррозионно-дефектных газопроводных труб, что позволяет оценить степень опасности установленного дефекта, продолжительность его развития до предельного состояния, необходимость, вид и срок осуществления ремонтных мероприятий.

Разработаны «Методические рекомендации по оценке опасности коррозионных дефектов, выявленных при внутритрубной диагностике магистральных газопроводов», утвержденные в ООО «Севергазпром» и согласованные с Ухтинским отделом Печорского округа Госгортехнадзора России 5 февраля 2001 г.

Практическое использование разработанных рекомендаций позволяет оптимизировать объем восстановительных мероприятий, исходя из фактического влияния дефектов на работоспособность трубопровода, что обеспечивает экономический эффект в размере 215 тысяч рублей на 1 км трубопровода диаиетром 1420 мм.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладовались и обсуждались на Всероссийской научно практической конференции «Решение проблем в транспорте газа» (Ухта, ООО «Севергазпром», 1998 г.), семинарах-совещаниях ООО «Севергазпром» по повышению уровня надежности эксплуатации магистральных трубопроводов, ГРС и объектов газоснабжения» (1999, 2002, 2003 г.г.), Межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы добычи, подготовки и транспорта нефти и газа» (Ухта, УГТУ, 2000 г.), Всероссийской конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. Нефть и газ Европейского Северо-Востока» (Ухта, УГТУ, 2003 г.), VI Международном симпозиуме «Современные проблемы прочности» (Старая Русса, НовГУ, 2003 г.), II Межрегиональной практической конференции «Современные проблемы нефтепромысловой и буровой механики» (Ухта, УГТУ,

2004 г.), научно-технических и ученых советах ООО «Севергазпром», филиала ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз» и Ухтинского государственного технического университета.

Представленная к защите диссертация основывается на результатах, полученных в филиале ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз» в период с 1992 по 2003 гг.:

• при испытании полномасштабных газопроводных труб, демонтированных из линейной части магистральных газопроводов ООО «Севергазпром» в ходе проведения ремонтных мероприятий;

• при выполнении лабораторных исследований по оценке качества трубных сталей;

• при численном моделировании НДС трубы с локальным утонением стенки.

Кроме того, при написании диссертации автор использовал научный опыт, содержащийся в теоретических и методологических трудах зарубежных и отечественных специалистов, занимающимися проблемами прочности, надежнсти и ресурса конструкций; Харионовского В.В., Иванцова О.М., Болотина В.В., Махутова H.A., Теплинского Ю.А., Шарыгина В.М., Широкова М.А., Стеклова О.И., Аладинского В.В., Гафарова H.A., Митрофанова A.B., Киченко С.В., Кифнера, Витха, Даффи, Шеннона, Мэкси и других.

Структура и объем работы: диссертация состоит из введения, шести глав, заключения, списка литературы из 137 наименований, приложений. Работа изложена на 176 страницах машинописного текста, содержит 46 рисунков и 22 таблицы.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При решении задач, поставленных в настоящей работе для достижения цели исследований, было выполнено следующее.

1. Проанализированы и определены пути совершенствования способов прогнозирования и поддержания остаточного ресурса труб.

2. Разработан комплекс методик, позволивших исследовать влияние коррозионных дефектов на прочность газопроводных труб.

3. Экспериментально исследованы параметры коррозионных дефектов и их влияние на прочность газопроводных труб, в частности:

• по результатам стендовых гидравлических испытаниях бездефектных газопроводных труб, установлено, что критерием их предельного состояния является достижение кольцевыми напряжениями от внутреннего давления предела прочности материала;

• по данным, полученным при стендовых гидравлических испытаниях газопроводных труб с коррозионными дефектами, установлено, что действующие критерии отбраковки коррозионно-поврежденных труб обладают определенной консервативностью, вызывая необходимость замены или ремонта участков газопровода с достаточным запасом прочности и надежности;

• на основе анализа экспериментальных данных о геометрических параметрах коррозионных дефектов получена аналитическая зависимость для вычисления потерь металла в осевом сечении трубы;

• по результатам численного моделирования цилиндрической оболочки с локальным утончением стенки выполнен анализ влияния ширины и глубины дефекта на уровень напряжений, возникающих в дефектной зоне, и получено математическое выражение для расчета коэффициента концентрации напряжений в зависимости от глубины и ширины дефекта.

4. На основе металлографических исследований и механических испытаний выполнена оценка качества трубных сталей после их длительной эксплуатации, в частности:

• установлено, что стали 17ГС и 17Г1С имеют высокую надежность при эксплуатации, а термоупрочненные стали 17Г2СФ предрасположены к внезапному разрушению после 16 лет эксплуатации, что означает целесообразность их планомерной замены на действующих объектах и отказ от дальнейшего использования в ходе ремонтных работ или при новом строительстве;

• определен статистический закон распределения механических характеристик трубных сталей 17ГС; 17Г1С; 14Г2САФ; 17Г2СФ. Получены значения механических характеристик для различного уровня доверительной вероятности прогнозных расчетов.

5. Разработана методика прогнозирования и поддержания остаточного ресурса коррозионно-дефектных газопроводных труб, что позволяет оценить степень опасности установленного дефекта, продолжительность его развития до предельного состояния, необходимость, вид и срок осуществления ремонтных мероприятий.

6. Разработаны и введены в действие "Методические рекомендации по оценке опасности коррозионных дефектов, выявленных при внутритрубной диагностике магистральных газопроводов", согласованные с Госгортехнадзором России.

Практическое использование разработанных рекомендаций позволяет определить приоритетность ремонта обнаруживаемых дефектов, исходя из их фактического влияния на работоспособность трубопровода, что оптимизирует объем восстановительных мероприятий и необходимых денежных средств для их реализации, обеспечивая экономический эффект в размере 215 тысяч рублей на 1 км трубопровода диаметром 1420 мм. Исключительно важно, что эксплуатационная надежность объекта при этом остается на регламентируемом уровне.

7. Совокупность проведенных исследований и полученных результатов позволили достигнуть цель, поставленную в настоящей работе по совершенствованию методов оценки работоспособности газопроводных труб с коррозионными повреждениями.

1. Айнбиндер А. Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость: Справочное пособие. М.: Недра, 1991. - 287 с.

2. Альбом аварийных разрушений на объектах линейной части магистральных газопроводов ООО «Севергазпром». Ухта, филиал ООО «ВНИИГАЗ» -«Севернипигаз», 2002. - 337 с.

3. Бате К., Вилсон Е. Численные методы анализа и метод конечных элементов. М.: Стройиздат, 1982. - 448 с.

4. Безъязычный В.Ф., Драпкин Б.М., Осадчий Н.В. К изменению механических характеристик поверхности металлических материалов. // Заводская лаборатория. 1999. - №8. - с. 56-58.

5. Беленький Д. М., Героев А. Е., Оганезов Л. Р. Повышение качества линейной части газопроводов // Нефтегазовые технологии. 2000. - № 4. - с. 15-19.

6. Березин Л.В. Прогнозирование коррозионного износа трубопровода. // Научно-технический сборник. Серия: Транспорт и подземное хранение газа. -2000. №5. - с. 37-39.

7. Богданофф Дж., Козин Ф. Вероятностные модели накопления повреждений. // Пер. с англ. М.: Мир, 1989. - 344 с.

8. Болотин В.В. Прогнозирование ресурса машин и конструкций. М.: Машиностроение, 1984. -312 с.

9. Болотин В.В. Ресурс машин и конструкций. М.: Машиностроение, 1990. -447 с.

10. Бородавкин П. П., Синюков А. М. Прочность магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1984. - 245 с.

11. Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике для инженеров и учащихся втузов. М.: Наука, Главная редакция физико-математической литературы, 1981. - 720 с.

12. Будзуляк Б. В., Дедешко В. Н., Сизоненко А. С. и др. Внутритрубная инспекция газопроводов // Газовая промышленность. 2000. - № 1. - с. 4647.

13. Васин Е.С. Определение опасности дефектов стенки труб магистральных нефтепроводов по данным дефектоскопов "Ультраскан". II Трубопроводный транспорт нефти. 1997. - №9. - с. 24-27.

14. Васин Е.С. Результаты натурных испытаний ремонтных конструкций нефтепроводов на долговечность. II Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2002. - №4. - с. 10-16.

15. Волков Н.И., Коннов В.В., Романченков В.П. Способ определения повреждаемости нагруженного материала и ресурса работоспособности. II Патент на изобретение №2139515. 1999.

16. Временные методические рекомендации по выявлению участков МГ, подверженных КРН. Ухта, филиал ООО "ВНИИГАЗ" - "Севернипигаз", 2001. -40 с.

17. Гафаров Н. А., Гончаров А. А., Кушнаренко В. М. Проблема внутритрубной диагностики // Газовая промышленность. 2000. - № 3. - с. 28-31.

18. Гафаров H.A., Тычкин И.А., Митрофанов A.B., Киченко С.Б. Оценка остаточной работоспособности поврежденных коррозией трубопроводов с помощью "критерия B31G". II Безопасность труда в промышленности.2000. №3. - с. 47-50.

19. ГОСТ 166-89. Штангенциркули. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1989.

20. ГОСТ 427-75. Линейки измерительные металлические. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1975.

21. ГОСТ 1497-84. Металлы. Методы испытания на растяжение. М.: Издательство стандартов, 1984. - 17 с.

22. ГОСТ 1778-70.Сталь. Металлографичекие методы определения неметаллических включений. М.: Издательство стандартов, 1970.

23. ГОСТ 5639-82. Стали и сплавы. Методы выявления и определения величины зерна. М.: Издательство стандартов, 1982.

24. ГОСТ 7502-98. Рулетки измерительные металлические. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1989.

25. ГОСТ 2405-88. Манометры, вакууметры, мановакууметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры. М.: Изд-во стандартов, 1988.

26. ГОСТ 7661-67. Глубиномеры индикаторные. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1979.

27. ГОСТ 10006-84. Трубы металлические. Методы испытания на растяжение. -М.: Издательство стандартов, 1984.

28. Груздев A.A., Тарабрин Г.Г., Хохлов Н.Ф. и др. Сравнительные испытания прямошовных и спиральношовных труб. // Трубопроводный транспорт нефти. 1999. - №7. - с. 29-32.

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

30. Димов Л.А. Методика оценки опасности дефектов для магистральных трубопроводов. // Газовая промышленность. 2000. - №3. - с. 32-33.

31. Димов Л.А. Оценка опасности коррозионных дефектов в стенке эксплуатируемого магистрального трубопровода. // Нефтегазовые технологии. 1999. - №6. - с. 16-17.

32. Еремин К.И., Нищета С.А. Оценка остаточного ресурса строительных металлоконструкций по результатам натурных испытаний. // Заводская лаборатория. 1997. №3. - с. 39-41.

33. Заец А.Ф. Исследования участка газопровода, имеющего дефекты. // Сборник трудов. Проблемы надежности конструкций газотранспортных систем. М.: ВНИИГАЗ, 1998. - с. 179-183.

34. Зайнуллин P.C., Кожикин М.Н. Оценка ресурса оборудования по параметрам испытаний и эксплуатации. // Заводская лаборатория. 1996. -№6. с. 57-58.

35. Захаров М.Н., Лукьянов В.А. Оценка прочности труб с выявленными внутритрубной диагностикой дефектами. // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. 1997. - №1. - с. 9-11.

36. Захаров М.Н., Лукьянов В.А., Писаревский В.М. Оценка опасности локальных дефектов. // Нефтяное хозяйство. 1997. - №2. - с. 39-40.

37. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии / Э. М. Гутман, К. Р. Низамов, М. Д. Гетманский, Э. А. Низамов. М.: Недра, 1983. - 152 с.

38. Защита трубопроводов от коррозии / В. С. Ромейко, В. Г. Баталов, В. И. Готовцев и др. М.: ВНИИМПТ, 1998. - 208 с.

39. Золотаревокий B.C. Механические свойства металлов. М.: Металлургия, 1983.-351 с.

40. Иванцов О.М., Харитонов В.И. Надежность магистральных трубопроводов. -М.: Недра, 1978. 166 с.

41. Инструкция по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени опасности. ВРД 39-1.10-032-2001. М.: ВНИИГАЗ, 2001. -26 с.

42. Инструкция по освидетельствованию, отбраковке и ремонту труб в процессе эксплуатации и капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов. М.: ВНИИГАЗ, 1991. - 12 с.

43. Инструкция по отбраковке и ремонту труб линейной части магистральных газопроводов. BCH 39-1.10-009-2002. М.: ВНИИГАЗ, 2002.-12 с.

44. Инструкция по оценке работоспособности и отбраковке труб с вмятинами и гофрами. ВРД 39-1.10-063-2002. М.: ВНИИГАЗ, 2002.

45. Инструкция по проведению гидравлических испытаний трубопроводов повышенным давлением (методом стресс-теста). BH 39-1.9-004-98. М.: ИРЦ Газпром, 1998. - 26 с.

46. Киченко С.Б. Метод оценки степени опасности локальных дефектов на поверхности трубопроводов. // Безопасность труда в промышленности. -2001,-№6.-с. 9-11.

47. Киченко С.Б. Об одном из методов оценки работоспособности трубопроводов с локальными поверхностными дефектами. // Научно-технический сборник. Серия. Транспорт и подземное хранение газа, 2002.- №1. с. 26-37.

48. Ковалевич О.М., Карпунин Н.И. Принципы уточнения ресурса безопасной эксплуатации конструкций и трубопроводов ядерной техники. // Безопасность труда в промышленности. 1997. - №6. - с. 18-23.

49. Коллинз Д. Повреждение материалов в конструкциях. Анализ, предсказание, предотвращение. М.: Мир, 1984. - 624 с.

50. Колмогоров В.Л. Об определении остаточного ресурса трубопровода. // Наука и техника в газовой промышленности. 2001. - №1. - с. 3-5.

51. Кордер И. Ремонт действующих трубопроводов. // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1991. - №7. - с. 59-63.

52. Костенко H.A. Прогнозирование надежности транспортных машин. М.: Машиностроение, 1989. - 240 с.

53. Кочаев В.П., Махутов H.A., Гусенков А.П. Расчеты деталей машин и конструкций на прочность и долговечность. Справочник. М.: Машиностроение, 1985. -223 с.

54. Ланчаков Г.А. , Кульков А.Н., Степаненко А.И. и др. Определение механических свойств металла труб и сварных соединений неразрушающим методом. // Газовая промышленность. 1998. - №9. - с. 36-37.

55. Марковец М.П. Определение механических свойств материалов по твердости. М.: Машиностроение, 1979. - 267 с.

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

57. Махутов H.A. Сопротивление элементов конструкций хрупкому разрушению. М.: Машиностроение, 1973. - 201 с.

58. Махутов H.A., Воробьев А.З., Гаденин М.М. и др. Прочность конструкций при малоцикловом нагружении. М.: Наука, 1983. - 272 с.

59. Методика диагностирования технического состояния компрессорного оборудования и оценка ресурса остаточной работоспособности элементов основного и вспомогательного оборудования. М., 1995.

60. Методика диагностирования технического состояния сосудов и аппаратов, отслуживших установленные сроки службы на предприятиях Минтопэнерго. -М.: Центрхиммаш, НИИХИММАШ, 1992.

61. Методика определения остаточного ресурса аппаратов воздушного охлаждения газа, эксплуатируемых на компрессорных станциях РАО "Газпром". М„ 1997.

62. Методика определения остаточного ресурса промышленных трубопроводов высокого давления. М.: ВНИПИНефть, МВТУ им. Н.Э. Баумана, 1995.

63. Методика оценки остаточного ресурса работоспособности сосудов (пылеуловителей, фильтров-сепараторов и др.), работающих под давлением на КС и ДКС РАО "Газпром" АО ЦКБН, ДАО Оргэнергогаз -Подольск - Москва. - М.: ИРЦ Газпром, 1994.

64. Методика оценки срока службы газопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 1995.

65. Методика прогнозирования остаточного ресурса безопасной эксплуатации сосудов и аппаратов по изменению параметров технического состояния. -М.: Центрхиммаш, НИИХИММАШ, 1993.

66. Методика прогнозирования остаточного ресурса нефтезаводских трубопроводов, сосудов, аппаратов и технологических блоков установок подготовки нефти, подвергающихся коррозии. М.: Центрхиммаш, НИИХИММАШ, 1993.

67. Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами, ихранжирование по степени опасности и определению остаточного ресурса. ВРД 39 1. 10 - 004 - 99. - М.: ИРЦ Газпром, 2000. - 50 с.

68. Методические рекомендации по оценке опасности коррозионных дефектов, выявленных при внутритрубной диагностике магистральных газопроводов. -Ухта, филиал ООО "ВНИИГАЗ" "Севернипигаз", 2001. - 40 с.

69. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России. // Безопасность труда в промышленности. 1996. - №3. - с. 45-51.

70. Методические указания по техническому диагностированию и определению срока службы сосудов, работающих под давлением. РД 34.17.439-96. М., 1996.

71. Методические указания. Оценка надежности химического и нефтяного оборудования при поверхностном разрушении. РД 26-10-87. М.: НИИХИММАШ, 1987.

72. Методические указания. Техническая диагностика. Прогнозирование остаточного ресурса машин и деталей по косвенным параметрам. РД 50490-84. М.: Изд-во стандартов, 1985. - 19 с.

73. Митрофанов A.B., Киченко С.Б. Сравнение результатов расчета остаточного ресурса резервуара с поверхностными коррозионными дефектами. // Безопасность труда в промышленности. 2001. - №7. - с. 2728.

74. Мосесов С.К., Першин А.Н. Надежность газо и нефтепродуктопроводов и их экологическая безопасность. // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. 1996. - №3-4. - с. 10-12.

75. Неразрушающий контроль и диагностика. // Справочник под ред. Клюева В.В. М.: Машиностроение, 1995.

76. Низколегированные стали для магистральных газопроводов и их сопротивление разрушению / Ф.Г.Тухбатуллин, З.Т.Галиуллин, С.В.Карпов идр. // Обз. инф. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. М.:ИРЦ Газпром, 2001. - 54 с.

77. Новые подходы к диагностике дефектов в трубопроводах. // Трубопроводный транспорт нефти. 1998. - №7. - с. 37-44.

78. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (ПНАЭ Г-7-002-86) / Госатомнадзор СССР. -Энергоатомиздат, 1989. 525 с.

79. ОСТ 108.031.10-85. Котлы стационарные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность. М.: Изд-во стандартов, 1985. - 36 с.

80. Остсемин A.A., Заварухин В.Ю. Прочность нефтепровода с поверхностными дефектами. // Проблемы прочности. 1993. - №12. - с. 51-59.

81. Партон В.З., Морозов Е.М. Механика упругопластического разрушения. М.: Наука, 1985.-502 с.

82. Петров В.А. О перегрузочных испытаниях. //Дефектоскопия. 1997. - №3. -с. 92-98.

83. Положение о порядке продления ресурса магистральных газопроводов ОАО "Газпром". ВРД 39-1.10-043-2001. М.: ВНИИГАЗ, 2001. - 16 с.

84. Полозов В.А. Критерии опасности повреждений магистральных газопроводов. // Газовая промышленность. 1998. - №6. - с. 13-15.

85. Проблемы повышения эффективности и безопасной эксплуатации объектов. // Материалы совещания генеральных директоров газотранспортных и газодобывающих предприятий ОАО "Газпром". Сочи, апрель, 1999. - М.: ИРЦ "Газпром", 1999. - 170 с.

86. Рекомендации по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов. Р 51-31323949-42-99. М.: ВНИИГАЗ, 1998. - 68 с.

87. Ремизов Д. И. Исследование напряженно-деформированного состояния трубопроводов, имеющих дефекты геометрии сечения / Сборник научных трудов. Проблемы надежности конструкций газотранспортных систем. М.: ВНИИГАЗ, с. 123-129.

88. Ремонт линейной части магистральных газопроводов / Будзуляк Б. В., Дедешко В. Н., Салюков В. В. и др. // Газовая промышленность. 1999. - № 11.-с. 33-36.

89. Руди М. Денис. Оценка допустимости коррозионных дефектов. // Трубопроводный транспорт нефти. 1997. - №4. - с. 28-34.

90. Садыхов Г.С. Остаточный ресурс технических объектов и методы его оценки. М.: Знание, 1986. - 51 с.

91. Свод правил по очистке полости и испытанию газопроводов. СП 111-34-96. М.: ИРЦ Газпром, 1996. - 68 с.

92. Скорчеллети В. В. Теоретические основы коррозии металлов. Л.: Химия, 1973.-264 с.

93. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы // Госстрой СССР. М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985. - 52 с.

94. СНиП III-42-80*. Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ. // Минстрой России. М.: ГУП ЦПП, 1997. - 74 с.

95. Справочник по теории вероятностей и математической статистике / В.С.Королкж, Н.И.Портенко, А.В.Скороход, А.Ф.Турбин. М.Наука. Главная редакция физико - математической литературы, 1985. - 640 с.

96. Теплинский Ю.А., Шарыгин В.М., Бирилло И.Н. Гидравлические испытания труб, вырезанных из действующих магистральных газопроводов. Методология. Результаты. Анализ. Ухта, филиал ООО ВНИИГАЗ -Севернипигаз, 2003. - 174 с.

97. Технология металлов / Б. В. Кнорозов, Л. Ф. Усова, А. В. Третьяков и др. -М.: Металлургия, 1974. 648 с.

98. Тухбатуллин Ф.Г., Теплинский Ю.А., Шарыгин Ю.М. Механические свойства стали 17ГС при длительной эксплуатации труб в составе магистральных газопроводов. // Научно-технический сборник. Серия. Транспорт и подземное хранение газа. 2002. - №6.- с. 21-26.

99. Физическое металловедение / Под ред. Кана Р. У., Хаазена П. 3-е изд., перераб. и доп. В 3-х т. Т 1. Атомное строение металлов и сплавов: Пер. с англ. - М.: Металлургия, 1987, - 640 с.

100. Финкель В.М. Физика разрушения. М.: Металлургия, 1970. - 376 с.

101. Фокин М.Ф., Трубицын В.А., Никитина Е.А. Оценка работоспособности нефтепроводов с локальными поверхностными дефектами. // Экспресс инф. Серия. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1987.- №8 - с. 1-5.

102. Хажинский Г.М., Павловский Б.Р. Новая модель оценки прочности труб с коррозионными дефектами. // Газовая промышленность. 2000. - №11. - с. 51-53.

103. Харионовский В. В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов. М.: Недра, 2000. 467 с.

104. Харионовский В. В. Проблемы ресурса газопроводов. / Сборник научных трудов. Вопросы надежности газопроводных конструкций . М.: ВНИИГАЗ, с. 3-17.

105. Харионовский В.В. Магистральные трубопроводы: концепция конструктивной надежности линейной части. // Газовая промышленность. -1992. №2.-с. 30-31.

106. Хэнли Э. Дж., Кумамото X. Надежность технических систем и анализ риска. М.: Машиностроение, 1984. - 528 с.

107. Цикерман А.Я. Диагностика коррозии трубопроводов с применением ЭВМ. -М.: Недра, 1977.-319 с.

108. Цикерман Jl. Я., Кесельман Г. С., Жилина Л. В. Прогноз опасности коррозии и экономика защиты. М.: ВНИИОЭНГ, 1970. -171 с.

109. Чепурский В.Н. Оценка долговечности линейных участков магистральных нефтепроводов. // Трубопроводный транспорт нефти. 1997. - №2. - с. 1720.

110. Черняев К.В. Анализ некоторых результатов диагностического контроля магистральных нефтепроводов. // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. 1997. - №1. - с. 13-15.

111. Черняев К.В., Васин Е.С. Применение прочностных расчетов для оценки на основе внутритрубной дефектоскопии технического состояния магистральных нефтепроводов с дефектами. // Трубопроводный транспорт нефти. 1996. - №1. - с. 11-15.

112. Широков М.А. Анализ методов оценки работоспособности газопроводов с дефектами. // Надежность газопроводных конструкций. Сб. трудов. ВНИИГАЗ М.: ООО ВНИИГАЗ, 2000. -с. 40-54.

113. Шмаль Г.И., Иванцов О.М. Надежность магистральных нефтепроводов и газопроводов в России // Строительство трубопроводов. 1994. - №1. - с. 6-14.

114. An American National Standart. ASME В 31. G. 1991. Code For Pressure Piping. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines. -N.Y.: ASME, 1991.

115. CAN / CSA Z184 - M86. Gas Pipeline Systems. - Canadian Standards Association. 178 Rexdale Blvd., Rexdale Ont., September, 1986.

116. CAN3 Z183 - M86. Oil Pipeline Systems. - Canadian Standards Association. 178 Rexdale Blvd., Rexdale Ont., September, 1986.

117. Cronin D.S., Roberts K.A., Pick R.J. Assessment of long corrosion groves in line pipe. International Pipeline Conference IPC 96. V.1. - ASME 1996.- p. 401408.

118. Kiefner J.F., Vieth P.H. New method corrects criterion for evaluating corroded pipe // Oil and Gas Journal. 1990. - №6. - p. 56-59.

119. Kiefner J.F., Vieth P.H. PC programm speeds new criterion for evaluating corroded pipe // Oil and Gas Journal. 1990. - №20.

120. Mackenshtein P., Schmidt W. Evaluating the strength of defective pipes: methods and assesment criteria // Pipes and Pipelines International. 1996. -September - October. - p. 23-30.

121. O'Grady T.J., Kiefner J.F. Method for evaluating corroded pipe adresses variety of patterns // Oil and Gas Journal. 1992. - №12. - p. 77-82.

122. O'Grady T.J.,Hisey D.T., Kiefner J.F. Pressure calculation for corroded pipe developed. // Oil and Gas Journal. 1992. - №19. - p. 84-89.

123. Rietjens I.P. Safely weld and repair in-service pipe lines // Pipe Line Industry. -1986, December. p. 26-29.

124. Shannon R.W.E., Argent C.J. Maintenance strategy set by cost effectiveness. // Oil and Gas Journal. 1989. - №6. - p. 41.