автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Совершенствование методов подготовки и проведения капитального ремонта магистральных нефтепроводов

Введение

1. Обзор подходов к вопросу капитального ремонта 17 магистральных трубопроводов

1.1. Обзор данных, получаемых на основе внутритрубной 17 диагностики и их интерпретаций

1.2. Обзор методик технического состояния нефтепроводов, основанных на данных внутритрубной диагностики

1.3. Анализ существующих подходов к ремонту магистральных трубопроводов

2. Разработка стратегии ремонта магистральных нефтепроводов на основе результатов внутритрубной 44 диагностики

2.1. Оценка опасных дефектов

2.2. Оценка неопасных дефектов

2.2.1. Формирование стратегии ремонта неопасных 50 дефектов

2.2.2. Анализ фактических данных по повторному пропуску ВИС

2.3. Выбор параметров потенциально опасных участков 67 2.3.1. Общие положения

3. Методы оптимизации затрат на проведение ремонта магистральных нефтепроводов по результатам 86 внутритрубной диагностики

3.1. Методы кластеризации для выбора ремонтных 86 участков

3.2. Методы оптимизации затрат на проведение ремонта магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики

4. Разработка обобщенной методики капитального ремонта магистральных нефтепроводов

4.1. Методика выбора оптимальной комбинации методов ремонта участков нефтепроводов

4.2. Методика формирования плана капитального ремонта 125 нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики

Актуальность проблемы. В настоящее время условия работы трубопроводного транспорта нефти характеризуются с одной стороны естественным старением магистральных нефтепроводов, а с другой повышением требований к их экологической безопасности и необходимостью поддержания линейной части магистральных нефтепроводов в работоспособном состоянии для бесперебойного оказания транспортных услуг нефтяным компаниям. Вместе с тем, в условиях жесткой ценовой политики государства в отношении транспортных тарифов, постоянно существует дефицит средств на выполнение требуемых объемов капитального ремонта и реконструкции магистральных нефтепроводов: по данным институтов ИПТЭР и ВНИИСТ для обеспечения необходимого уровня надежности эксплуатации необходимо обеспечить ремонт от 2500 до 7000 км нефтепроводов ежегодно, а средства тарифной выручки позволяют обеспечить в среднем не более 1500 км в год. Поэтому одним из приоритетных направлений технической политики АК «Транснефть» становится сохранение достаточного уровня надежности и обеспечение работоспособности системы магистрального транспорта нефти в ближайшие время и на перспективу в условиях ограниченных денежных ресурсов, оптимизация объемов ремонта и затрат на их реализацию.

Таким образом, актуальной является задача совершенствования методов подготовки и проведения капитального ремонта магистральных нефтепроводов.

Цель диссертационной работы заключается в разработке научно обоснованных методов повышения эффективности подготовки и проведения капитального ремонта линейной части нефтепроводов.

Основные задачи исследования.

Для достижения поставленной цели в данной диссертационной работе сформулированы следующие задачи:

1. Анализ данных диагностики состояния труб и изоляционного покрытия для выявления класса дефектов подлежащих приоритетному устранению при капитальном ремонте.

2. Разработка методов формализации задач формирования плана капитального ремонта.

3. Разработка методики выбора оптимальной комбинации методов ремонта нефтепроводов. жирования рационального плана ремонта участков действующих нефтепроводов транспортной системы АК «Транснефть».

1. Расширена классификация дефектов, за счет введения класса потенциально опасных дефектов.

Научная новизна.

2. На основе применения кластерного анализа разработана методика разбиения линейной части нефтепроводов на линейные объекты.

3. На основе методов математического программирования разработана методика выбора оптимальной комбинации методов ремонта участков действующего нефтепровода.

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались на:

• Второй международной конференции «Энергодиагностика», г. Москва, 1997.

• Международном семинаре «Международный опыт борьбы с разливами нефти и ликвидация аварий в связи с разрывом трубопроводов. Техническое состояние и экологическая безопасность трубопроводов» г. Москва, 1997 .

• Конгрессе нефтепромышленников России, 21-24 апреля 1998 г., г. Уфа.

• Девятом международном конгрессе «Новые высокие технологии для газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи. г.Уфа,8-12 июля 1999 г.

Практическая ценность работы

Материалы диссертационной работы использованы при разработке:

- «Программы диагностики, капитального ремонта, реконструкции и технического перевооружения объектов нефтепроводного транспорта АК «Транснефть» на 1999 г.

- «Порядка очередности ремонта дефектов магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики» согласованного Госгортехнадзором России и ИПТЭР, утвержденного 10.07.99 и выпущенного в качестве дополнения к РД 153-39-030-98 «Методика ремонта дефектных участков магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики».

- Автоматизированной системы контроля и управления техническим обслуживанием и ремонтом магистральных нефтепроводов «СКУТОР».

Разработанные в работе методики подготовки и проведения капитального ремонта были использованы при формировании планов капитального ремонта в ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы» и ОАО «Верхневолжские магистральные нефтепроводы» на 1999г. Экономический эффект от внедрения составил более 50 000 тыс. руб.

Структура и объем работы

Работа состоит из введения, четырех глав на 146 страницах, содержит 11 рисунков, 12 таблиц. Список использованной литературы содержит 101 наименование.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введенииопределены основные задачи исследования, цель научной работы, научная новизна и практическая ценность

Первая глава диссертации посвящена обзору и анализу вопросов капитального ремонта линейной части магистральных нефтепроводов.

Проблеме ремонта магистральных нефтепроводов и вопросам с ним связанным посвящено значительное количество исследований представителей различных научных школ, в частности, УГНТУ, ИПТЭР, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина и др. В этих работах хорошо просматривается изменение подходов к вопросам ремонта нефтепроводов. На первом этапе ремонтные работы подразделялись на аварийные и капитальный ремонт. С введением в АК «Транснефть» политики сплошной внутритрубной диагностики системы нефтепроводов изменились объемы и качество получаемой информации. Помимо традиционных данных статистики аварий, и состояния изоляционного покрытия, в качестве исходной информации теперь, дополнительно, используются результаты обследования стенки трубопровода. В этой связи использование традиционных подходов к вопросам капитального ремонта на современном этапе требует совершенствования. Формирование планов капитального ремонта осуществляется на основании большого разнообразия исходной информации. Оно включает расчеты напряженно-деформированного состояния, совокупность данных внутритрубной диагностики, данные по коррозионному обследованию нефтепроводов и др. Для этого необходимо наличие полной исходной информации о состоянии труб, условиях их залегания и эксплуатации. Главной проблемой, однако, становится именно получение необходимой и достаточно достоверной информации в кратчайшие сроки. Другой важной проблемой в настоящее время является выбор для ремонта не отдельно взятых дефектов, а протяженных участков трубопровода с содержанием наибольшего количества дефектов, подлежащих ремонту, а также определить их очередность и методы ремонта, которые дадут наилучший результат, как с точки зрения надежности, так и с точки зрения эффективности затрачиваемых средств.

Таким образом, анализ состояния проблемы позволил сформировать основные цели и задачи исследования.

Вторая глава диссертации посвящена вопросам выявления дефектов, подлежащих приоритетному ремонту, а также методологии выбора участков для ремонта на основе совместного анализа совмещенных данных о состоянии изоляционного покрытия и стенки трубы по результатам внутритрубной диагностики.

Было предложено для определения очередности устранения дефектов использовать в качестве критерия интегральный показатель - допустимое рабочее давление НПС. Показано, что допустимое давление на дефектном участке по расчетам на прочность может быть и существенно выше рабочего давления, определенного на основе других показателей (старение и т.д.), что позволяет использовать его в качестве дополнительного показателя для определения очередности ремонта дефектных участков.

При формировании плана капитального ремонта возникает проблема выбора дефектов, подлежащих опережающему ремонту. По известной до настоящего времени классификации, разработанной специалистами Центра Технической Диагностики АК «Транснефть» совместно с институтом машиноведения РАН обнаруженные дефекты разделяются на две группы: опасные и прочие. Опасные составляют около 1,5% от общего числа дефектов, и в настоящее время завершается их ликвидация. А число прочих дефектов составляет 98,5%. Анализ результатов капитального ремонта за период с 1995г. по 1998г., показывает что, при существовавших подходах по формированию планов ремонта, на 1км отремонтированного трубопровода устранялось 35 дефектов обнаруженных по результатам диагностики. При этом суммарное количество аварий и отказов за указанный период составило 1995 - 52, 1996 - 48, 1997 - 25, 1998 - 23. Таким образом, за два предыдущих года количество аварий и отказов практически стабилизировалось и очевидно, что для дальнейшего снижения этого показателя необходимо совершенствовать методологию в области капитального ремонта как одного из основных способов влияния на экологическую безопасность системы магистрального транспорта нефти. Нами предложено на основе анализа типа и категорий дефектов, аварийности, первых результатов повторной диагностики и работ ИПТЭР расширить классификацию дефектов и ввести новый класс- потенциально опасные дефекты (ПОД). В дальнейшем в работе, при формировании плана капитального ремонта, будем рассматривать именно эти ПОД. В категорию ПОД предлагается включать те дефекты, которые должны удовлетворять следующим требованиям:

1) дефекты, имеющие параметры равные или превосходящие пороговые значения, после которых со временем (межинспекционный период) они могут развиться в опасные дефекты;

2) дефекты, имеющие во времени положительную динамику развития параметров и которые со временем могут развиться опасные дефекты;

Первые результаты повторного пропуска приборов ВИС подтвердили целесообразность предложенных в работе подходов.

В частности, установлено, что для нефтепровода НКК имеет место линейная зависимость между плотностью дефектов и скоростью коррозии.

Из этих данных следует, что наблюдается тенденция: чем выше плотность распределения дефектов на участке, тем выше для этого участка скорость коррозии, что свидетельствует о том, что при выборе участков для ремонта одним из основных критериев должна быть концентрация потенциально опасных дефектов на трубопроводе. Подтвердились и предположения о том, что часть прочих дефектов, определенных по результатам первого пропуска, перейдут в категорию опасных.

По результатам обработки второго пропуска в категорию опасных перешло около 10% прочих дефектов.

Для эффективного использования денежных средств на капитальный ремонт в работе предложены критерии выбора первоочередных объектов.

Поскольку одной из задач капитального ремонта является ремонт стенки трубы с последующим устранением причин образования дефектов, то в случае с коррозионными дефектами необходимо также дать оценку изоляции для принятия, в дальнейшем, решения о необходимости и очередности ее замены. Для определения потенциально опасных участков (коррозионных) предложено использовать экспертные системы. В работе рассмотрены в качестве примера оценка коррозионных дефектов с использованием экспертной системы, включающей в себя: программно-технический комплекс оценки коррозионного состояния магистральных трубопроводов «ПТК Коррозия»; методик определения коррозионного состояния трубопроводов и методику экспертных оценок. В качестве характеристик изоляции были рассмотрены следующие показатели:

1. Нарушение адгезии, подпленочная коррозия.

2. Потеря защитных свойств. и

3. Несплошность покрытия.

После обработки соответствующих данных были определены параметры потенциально опасных (коррозионных) участков, которые позволили получить необходимую информацию на основе которой были скорректированы планы капитального ремонта АК «Транснефть» по замене изоляции на 1999г. в объеме 101 км.

В третьей главе диссертации рассмотрены теоретические вопросы составления плана капитального ремонта магистрального нефтепровода. Оптимальным можно считать план, в результате которого будут отремонтированы участки с максимальной плотностью дефектов. Для решения этой задачи использовано понятие «плотности потенциально опасных дефектов» и рассмотрены подходы к формированию планов капитального ремонта с учетом этого показателя. Основная задача оптимизации в данном контексте состоит в организации работ по ремонту максимального числа потенциально опасных дефектов при фиксированной сумме выделенных средств.

Процедура оптимизации затрат на капитальный ремонт дефектных участков нефтепровода решена нами на основе предварительного анализа потенциально опасных дефектов по длине трубопровода с использованием аппарата теории распознавания образов. На основе этого аппарата решена задача разбиения трассы нефтепровода на линейные объекты (ремонтируемые участки) с максимальной плотностью ПОД. Эта процедура проводилась с использованием кластерного анализа. Разбиение трассы нефтепроводов осуществлялось на основе алгоритма по выявлению кластеров ШСЮАТА. В рассматриваемой задаче кластер представлял собой группу ПОД, образующих в пространстве (по длине трубопровода) компактную область и удовлетворяющий определенному набору критериев. Данный алгоритм позволяет проводить выбор участков с максимальной плотностью дефектов по длине магистрального трубопровода. Применение указанного алгоритма позволяет разбить трассу нефтепровода на дефектные участки, на основании группирования их по плотности расположения ПОД.

Полученные в результате анализа ремонтные участки сформированы с максимально возможной плотностью расположения ПОД, из которых в дальнейшем будут выбраны участки для включения в план капитального ремонта линейной части. Выбор участков при этом осуществляется по принципу ремонта участков с максимальной плотностью потенциально опасных дефектов при фиксированной сумме выделенных средств. В этом случае цель оптимизации заключается в том, чтобы за заданную сумму средств ликвидировать участки с максимальной плотностью опасных и потенциально опасных дефектов. Тогда, выбор дефектных участков для включения в план капитального ремонта осуществляется на основе плотности потенциально опасных дефектов внутри каждого дефектного участка (количество дефектов на единицу длины дефектного участка) п1 = NI /Ц .Естественно предположить, что в, план капитального ремонта должны входить участки с максимальной плотностью потенциально опасных дефектов. Данное решение было реализовано в качестве программного комплекса, который был использован при формировании плана капитального ремонта в ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы» и ОАО «Верхневолжские магистральные нефтепроводы». Практически при неизменной протяженности ремонтируемых трубопроводов в этих АО МН (304 км) в результате внедрения в 1999 году разработанного методологического подхода общее количество устраняемых дефектов на нефтепроводах Набережные Челны -Альметьевск 0 520, Альметьевск-Горький-2 0 820, Сургут-Полоцк 0 1020, Альметьевск-Горький-3 0 1020, Рязань-Москва 0 500, Ярославль -Кириши 0 720, Горький - Ярославль 0 820, увеличилось на 10 %, при этом количество линейных объектов (ремонтируемых участков) было увеличено в 2-3 раза.

Решение программного комплекса выдается в графическом виде и иллюстрирует распределение удельного числа потенциально опасных дефектов по ремонтным участкам вдоль трассы нефтепровода.

В четвертой главе диссертации рассмотрены вопросы разработки методики определения оптимальной комбинации методов ремонта для дефектного участка и описание обобщенной методики рационального планирования капитального ремонта магистрального нефтепровода.

При решении задачи оптимизации комбинаций методов капитального ремонта в качестве критерия для расчета предлагается использовать минимум затрат, которые складываются из следующих показателей:

• Затраты на ремонт дефекта (ЗР) одним из способов, предложенных в РД 153-39-030-98;

• Дополнительные эксплуатационные расходы (ЭР).

Задачу выбора оптимального метода ремонта для отдельного дефектного участка можно формализовать в виде: ЗР + ЭР - min Эта задача оптимизации была решена при следующих ограничениях:

3 3 3 N> nx>aN, щ+п2>(а + ß)N, <С, Xvi, <7\ i=l i= 1 i=l г=1 ^ ¿=1 у GT где JV - общее количество дефектов на одном дефектном участке, а -относительное число дефектов, ремонтируемых только вырезкой трубы; а + ¡3 - относительное число дефектов, ремонтируемых вырезкой трубы и КМТ совместно; Т - общее время ликвидации всех дефектов на одном дефектном участке, С - сумма денежных средств, выделенная на ремонт данного дефектного участка из общей суммы определенной в плане капитального ремонта всего нефтепровода.

Проведенные в работе расчеты для участка Нурлино-Самара нефтепровода НКК показали, что учет дополнительных эксплуатационных расходов может существенно изменять комбинацию методов ремонта по сравнению с комбинацией, определенной в соответствии РД 153-39-030-98 и повысить эффективность работ более, чем на 15%.

Далее в работе представлена обобщенная методика рационального планирования капитального ремонта магистрального нефтепровода.

В заключении представлены материалы по внедрению результатов работы на предприятиях АК «Транснефть». Показано, что внедрение методики рационального планирования капитального ремонта позволяет увеличивать эффективность ремонтных работ при формировании планов капитального ремонта по АК «Транснефть».

Представлена структура автоматизированной системы контроля и управления техническим обслуживанием и ремонтом магистральных нефтепроводов «СКУТОР», являющаяся подсистемой ЕАСУ АК «Транснефть», в программное обеспечение которой входит разработанная методика. Реализация «Программы диагностики, капитального ремонта, реконструкции и технического перевооружения объектов нефтепроводного транспорта АК «Транснефть» позволило в текущем году устранить около 80 тысяч дефектов, что на 7% больше чем в 1998 году.

За счет внедрения «Порядка очередности ремонта дефектов магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики» и расширения классификации дефектов в план ликвидации дефектов в 1999 году включено дополнительно свыше 30000 дефектов. Устранение указанных дефектов позволило обеспечить за 10 месяцев текущего года стабилизацию роста аварийности на уровне 13 аварий и отказов.

ОБЗОР ПОДХОДОВ К ВОПРОСУ РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Предложена и обоснована новая классификация дефектов. Выделен класс потенциально опасных дефектов. Разработана методика определения потенциально опасных участков на основе экспертных систем, в соответствии с которой был сформирован план замены изоляции по АК «Транснефть» на 1999г.

2. Разработана методика разбиения линейной части нефтепроводов на линейные объекты на основе кластерного анализа с использованием понятия плотности дефектов. Применение данной методики в подразделениях АК «Транснефть» позволило выделить участки с максимальной плотностью и существенно сократить объемы работ по составлению планов капитального ремонта.

3. При разработке оптимального плана ремонтных работ обоснована необходимость учета дополнительных эксплуатационных расходов по статье электроэнергия. Конкретные расчеты для ряда нефтепроводов АК «Транснефть» показали, что учет дополнительных эксплуатационных расходов позволяет повысить эффективность работ более, чем на 15%.

4. Результаты, полученные в работе, представлены в виде алгоритма формирования рационального плана ремонта нефтепроводов, основанном на выделении класса ПОД, разбиении трассы на линейные объекты, определении очередности их ремонта и выборе оптимальной комбинации методов ремонта.

5. Внедрение разработанной методики в ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы» и ОАО «Верхневолжские магистральные нефтепроводы» позволило за счет увеличения эффективности ремонтных работ получить экономический эффект в сумме более 50 ООО тыс.рублей.

1. Абдуллин И.Г., Худяков М.А. Расчет и конструирование коррозионно-стойкого нефтегазового и нефтепромыслового оборудования. - Уфа, изд-во УНИ, 1992 . - 91 с.

2. Беллман Р., Заде Л. Принятие решений в расплывчатых условиях. В кн.: Вопросы и процедуры принятия решений. М.: Мир. 1996. - С.173-215.

3. Березин В.Л. и др. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов. М.: Недра. 1978. - 364 с.

4. Бордубанов В.Г. Несущая способность трубы с поверхностным повреждением: методы оценки // Строительство трубопроводов, 1986. -№ 8. -с. 36-37.

5. Гасс С. Линейное программирование. М.: Физматгиз, -1961.-278с.

6. Галеев В.Б., Карпачев М.З., Харламенко В.И. Магистральные нефтепродуктопроводы, М.Недра, 1992.-240 с.

7. Головкин Б.А. Машинное распознавание и линейное программирование. М.: Советское радио. - 1973. - 100 с.

8. ГОСТ 25812-83. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

9. Гумеров А.Г., Гумеров P.C., Гумеров K.M. Проблемы оценки остаточного ресурса участков магистральных нефтепродуктопроводов // Нефтяное хозяйство, 1990. № 10. - с. 66-69.

10. Ю.Гумеров А.Г., Ямалеев K.M. Характер разрушения металла труб нефтепроводов при малоцикловом нагружении // Нефтяное хозяйство. 1985. - № 6. - с. 46-48.

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

12. Гумеров А.Г., Хайруллин Ф.Г., Ямалеев K.M., Султанов М.Х. Влияние дефектов на малоцикловую усталость металла труб нефтепроводов. М.: ВНИИОЭНГ (Обзорная информация), 1983.-Вып. 12.-59 с.

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

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

15. Гутман Э.М., Зайнуллин P.C., Шаталов А.Т. и др. Прочность газопромысловых труб в условиях коррозионного износа. М.: Недра, 1984.-76с.

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

17. Гутман Э.М., Султанов М.Х. и др. Вероятностный подход к определению допустимого уровня концентрации напряжений в металле труб магистральных нефтепроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1981.- № 2. С. 15-17.

18. Данцинг Дж. Линейное программирование, его обобщения и применентя. М.: Прогресс, -1966. 212 с.

19. Дерцакян А.К. и др. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. М.: Недра, -1997. -519 с.

20. Кафаров В.В., Дорохов И.Н., Марков В.П. Системный анализ процессов химической технологии. М.:Наука, 1986. - 360 с.

21. Козел П.Т. Симплекс метод решения задач линейного программирования. Минск, Изд-во БГУ, -1968. - 72 с.

22. Кофман А. Введение в теорию нечетких множеств. М.: «Радио и связь», 1998. -432 с.

23. Левин Р., Дранг Д., Эделсон Б. Практическое введение в технологию искусственного интеллекта и экспертных систем. -М.: Финансы и статистика, 1991. -240 с.

24. Лейбензон Л.С. Собрание трудов, т.З. Академия наук СССР -1955.-687 с.

25. Лисин Ю.В. Методические подходы к ремонту магистральных нефтепроводов на основе данных внутритрубной диагностики. Трубопроводный транспорт нефти.-Москва, 1999, №3.-с.20-26.

26. Лисин Ю.В. Оптимизация планирования капитального ремонта магистральных нефтепроводов фактор повышения надежности. Тез.докл.спец.научн.сессии 9-го Международного Конгресса С1ТОС1С-99.-Уфа, 1999.-С.25-29.

27. Лисин Ю.В., Бахтизин Р.Н., Ахатов И.Ш., Богданов P.M., Хисматуллин Д.Б., Оптимизация планирования капитального ремонта магистральных нефтепроводов. Газовая промышленность, Москва, 1999, №7.-с.51-53.

28. Лисин Ю.В. Совершенствование системы управления и контроля технического обслуживания и ремонта нефтепроводов с целью повышения надежности их эксплуатации. Трубопроводный транспорт нефти.-Москва, 1997, №12. с.10-17.

29. Лисин Ю.В., Богданов P.M., Дмитриев О.В., Ахатов И.Ш. Определение оптимального метода устранения дефектов при капитальном ремонте нефтепроводов. Трубопроводный транспорт нефти.-Москва, 1999, №4.-с.24-26.

30. Лисин Ю.В., Верушин А.Ю., Никитин А.Н. Перспективы реконтрукции систем безопасности магистральных нефтепроводов АК «Транснефть». Трубопроводный транспорт нефти.-Москва, 1998, №5.-с.8-10.

31. Лисин Ю.В., Тер-Сркисянц С.Р. Транснефть: политика надежности при минимальных затратах. Потенциал, Москва, 1998, №3-4.-с.36-39.

32. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа. М.: Наука, 1978. -736 с.

33. М.Аоки. Введение в методы оптимизации. М.: Наука, 1977. -344 с.

34. Малышев Н.Г., Берштейн JI.C., Боженок A.B., Нечеткие модели для экспертных систем САПР. М.: Энергоатомиздат. 1991. -136 с.

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

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

37. Махутов H.A., Бурак М.И., Гаденин М.М. и др. Механика малоциклового разрушения. М.: Наука, 1986.- 264 е., ил.

38. Машутин Ю.К. Методы и модели векторной оптимизации. М.: Наука, 1986.-248 с.

39. Методика определения опасности дефектов труб по данным обследования внутритрубным профилимерами .-М.: АК "Транснефть", 1994. 31 с.

40. Методика определения опасности повреждений стенки труб магистральных нефтепроводов по данным обследования внутритрубными дефектоскопами.-М.: АК "Транснефть", 1994. -31 с.

41. Методика определения опасности повреждений стенки труб магистральных нефтепроводов по данным обследования внутритрубными дефектоскопами. М.: «Нокет Информ», 1997.-67с.

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

43. Методика определения трещиностойкости материала труб нефтепроводов (РД 39-0147103-387-87).-Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987. 37 с.

44. Методика оценки статической прочности и циклической долговечности магистральных нефтепроводов// А.Г. Гумеров, К.М. Гумеров и другие. -Уфа: Издание ВНИИСПТнефти. 88 с.

45. Методика по выбору труб и поверочного расчета линейной части магистральных нефтепроводов на малоцикловую прочность. РД 39-0147103-361-86 /Абдулин И.Г., Зайнуллин Р.С. и др. // ВНИИСПТнефть, Уфа, 1987.- 30 с.

46. Методика расчета на прочность и долговечность сварных соединений трубопроводов и нефтепромысловой аппаратуры с технологическими дефектами (РД 390147103-305-88). Уфа: ВНИИСПТнефть, 1988. - 42 с.

47. Нейлор К. Как построить свою экспертную систему. -М.: Энергоатомиздат, 1991. -288 с.

48. Нильсон Н. Принципы искусственного интеллекта М.: «Радио и связь», 1985. -248 с.

49. Нормы технологического проектирования магистральных трубопроводов. ВНТП2-86, М. 1987. (утв.МНП 17.12.1986).

50. Новоселов В.Ф. Трубопроводный транспорт нефти и газа. Уфа.: УНИ.- 1982.-88 с.

51. Орловский С.А. Проблемы принятия решений при нечеткой исходной информации. -М.: Наука, -1998. -208 с.

52. Поляк Б.Т. Введение в оптимизацию. М.: Наука, 1983. - 384 с.

53. Правила капитального ремонта подземных трубопроводов. Уфа: ИПТЭР. -1992, С. 210.

54. Практические примеры расчета на сопротивление хрупкому разрушению трубопроводов под давлением. Даффи А.Р. и др. // Разрушение: В 5 т. М.: Машиностроение, 1977. - Т.5, - 168 с.

55. Разработка нефтяных месторождений. Том l./Авт. Хисамутдинов H.H., Хасанов М.М., Телин А.Г., Ибрагимов Г.З., Латыпов А.Р., Потапов A.M. -М.: ВНИИ организации управления и экономики. -1994. -240 с.

56. РД 153-39-030-98 «Методика ремонта дефектных участков магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики». М. : АК «Транснефть» 1998. - 59 с.

57. РД 39-9147103-372-86 «Инструкция по обследованию коррозионного состояния магистрального нефтепровода». Уфа: ВНИИСПТнефть. 1980. - 78 с.

58. РД-39-0014171050-001-91 «Методика оценки работоспособности труб линейной части нефтепроводов на основе диагностической информации». Уфа, ВНИИСПТнефть. 1991. - 78 с.

59. РД-39-30-114-78. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. М.: Недра. 1979. - 94 с.

60. Рекомендации по учету старения трубных сталей при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов. Уфа: МНП, ВНИИСПТнефть. 1988. - 43 с.

61. Саати Т. Принятие решений. Методы анализа иерархий. -М.: «Радио и связь» . -1993. -316 с.

62. Силаш А.П. Добыча и транспорт нефти и газа, часть 1, пер. с анг., -М.- 1980.-375 с.

63. СНиП 2.05.06-85.* Магистральные трубопроводы. М. - 1997. -59 с.

64. СНиП Ш-42.80 Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ. М.: Стройиздат. 1985.-51с.

65. Сопротивление деформациям и разрушению при малом числе циклов нагружения. Под. ред. C.B. Серенсена. М.: Наука, 1967. -170 с.

66. Сопротивление усталости элементов конструкций. /А.З.Воробьев, Б.И.Олькин, В.Н.Стебенев и др.-М.: Машиностроение, 1990. -240с.

67. Ту Дж., Гонсалес Г. Принципы распознавания образов. М.: Мир.-1978.-412 с.

68. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. М.: Недра, -1981,-88 с.

69. Тугунов П.И., Нечваль М.В., Новоселов В.Ф., Ахатов Ш.Н. Эксплуатация магистральных трубопроводов. Уфа: Башкнигоиздат, 1975. 160 с.

70. Фокин М.Ф., Гусенков А.П. Исследование малоцикловой прочности труб большого диаметра магистральных газо- и нефтепроводов // Машиноведение.- 1975. № 3. С. 28-31

71. Фокин М.Ф., Гусенков А.П., Аистов А.С. Оценка циклической долговечности сварных труб магистральных нефте-продуктопроводов // Машиноведение. 1984. - № 6. С.15-18.

72. Фокин М.Ф., Никитина Е.А., Трубицын В.А. Оценка работоспособности нефтепроводов с локальными поверхностными дефектами. М., ВНИИОЭНГ, 1987, (Нефтяная промышленность. Экспресс-информация). Вып.8. —С. 1-5.

73. Фокин М.Ф., Трубицын В.А., Никитина В.А. Оценка эксплуатационной долговечности магистральных нефтепроводов в зоне дефектов. М.:ВНИИИОЭНГ, 1986. - 50 с. - (Обзор, информ. Сер. «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов»). Вып. 5.

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

75. Черняев K.B. и др. Оценка прочности труб с вмятинами по данным внутритрубных профилимеров // Трубопроводный транспорт нефти. 1966. - № 4. - С. 8-12.

76. Черняев К.В. и др. Экспериментальное исследование с целью определения остаточного ресурса.

77. Черняев К.В. Обеспечение безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов России на основе комплексной программы диагностики, ремонта и реконструкции их линейной части // Трубопроводный транспорт нефти. 1997. - № 3. - с. 1824.

78. Шаммазов A.M., Чичелов В.А., Зарипов P.M., Коробков Г.Е. Расчет магистральных газопроводов в карстовой зоне. Уфа-1999.-212 с.

79. Шамшетдинов К.Л., Глазов Н.П. Оценка коррозионного состояния и защищенности нефтепроводов средней и поздней стадий эксплуатации. Трубопроводный транспорт нефти.-Москва, 1999 г., №8, с. 11-13.

80. Юдин Д.Б., Гольштейн Е.Г. Линейное программирование. М.: Наука, 1969-315с.

81. Юфин В.А. Трубопроводный транспорт нефти и газа. М. -Недра. 1978.-375 с.

82. Ямалеев K.M. Влияние изменения физико-механических свойств металла труб на долговечность нефтепроводов // Нефтяное хозяйство. 1985. - № 9. - С.50-53.

83. Ямалеев К.М., Абраменко JI.A. Деформационное старение трубных сталей в процессе эксплуатации магистральных нефтепроводов // Проблемы прочности. 1989. - № 11.- С.125-128.

84. Cooper L. Heuristic methods for location-allocation problems \\ SIAM Review. 1964. - V. 6, No. 1.

85. Grossberg S. Contour enhancement, short term memory, and constancies in reverberating neural networks. /Studies in Applied Mathematics -1973. -52. — pp.217-257.

86. Hebb D. O. The organization of behavior.-N.Y.:Wiley.-1949. -335 p.

87. Hecht-Nielsen R. Applications of counterpropagation networks. /Neural Networks. -1988. 1. -pp.131-139.

88. Horfield J. J., Tank D. W. Neural computation of decisions in optimization problems. /А Model.Sc. -1986. 233. - pp.625-633.

89. Kelley H.J. The cutting plane method for solving convex programs \\ SIAM J. Appl. Math. 1960. - V.8. - P. 703-712.

90. Kohonen T. Self-organization and associative memory. -N.Y.: Springer-Verlay. -1989. 312 p.

91. Nikuradse J. Gesetmassigkeiten der turbulenten Stromung in glatten Rohren. VDI. - Forschungsheft. - V.356. - 1932.

92. Начальник департамента технического Развития и эксплуатации объектов Трубопроводного транспорта ОАО «АК «Транснефть» (УО^1. И.В.Козин

93. Начальник отдела магистральных1. Нефтепроводов и нефтебаз1. ОАО «АК «Транснефть» ^а1. А.Ю.Верушин

94. Начальник отдела научно-технического Обеспечения и информации ОАО «АК «Транснефть»1. А.Е.Сощенко1. АКТ ВНЕДРЕНИЯ

95. Начальник департамента технического Развития и эксплуатации объектов Трубопроводного транспорта ОАО «АК «Транснефть»1. И.В.Козин

96. Начальник отдела научно-технического Обеспечения и информации ОАО «АК «Транснефть»1. А.Е.Сощенко

97. Технический директор ЗАО «Нефтегазсистема»=*//1. АА.Башлыков1. УТВЕРЖДАЮ

98. Генеральный директор ОАО «СЗМН»1. С.П. Лебедич1. АКТ ВНЕДРЕНИЯ

99. Методики рационального планирования капитального ремонта магистральных нефтепроводов

100. Наименование предприятия, где проведено внедрение: ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы» (ОАО «СЗМН»)

101. Основные результаты внедрения: Фактический экономический эффект от внедрения методики рационального планирования капитального ремонта в 1999 г. составил 13 977 тыс. руб.

102. Методика разработана соискателем Лисиным Ю.В.

103. Главный инженер ОАО «СЗМН»

104. Главный бухгалтер ОАО «СЗМН»

105. Начальник технического Этдела ОАО «СЗМН»1. Р.М.Миргасимов1. УТВЕРЖДАЮ

106. Генеральный директор ОАО «СЗМН»1. С.П. Лебедич

107. Расчет экономической эффективности от внедрения Методики рационального планирования капитального ремонта магистральныхнефтепроводов в ОАО «СЗМН».

108. Расчет экономической эффективности выполнен для участков магистральных нефтепроводов, вошедших в план капитального ремонта на 1999 г.

109. Расчет базового варианта определяется в соответствии с проектом плана капитального ремонта МН на 1999 г., разработанного АО МН на основе подходов, существовавших до применения предложенной автором методики (см. табл. 1). ;

110. Удельные затраты на ремонт 1 дефекта по базовому варианту определяются по формуле:1. Зуб = 36/N61.где : 36 базовые затраты на проведение капитального ремонта МН,

111. N61 = 1352 шт. общее количество запланированных к ликвидации дефектов по-!базовому варианту, определяется по таблице № 1.

112. Зуб = 99521 : 1352 = 73,6 тыс. руб.

113. Вариант при внедрении методики рационального планирования капитального ремонта (см. табл. 2).

114. На основе подходов, разработанных автором, был сформирован новый вариант плана капитального ремонта |МН на 1999 г., результаты которого представлены в таблице № 2. Этот вариант плана капитального ремонта по ОАО «СЗМН» на 1999 г. был принят к реализации.

115. Расчет затрат на реализацию принятого варианта плана капитального ремонта проводим по формуле:1. Зп = 3п1 + Зп2где: 3п1 = 32798 тыс. руб. затраты на ремонт с полной заменой труб по принятому варианту, определяется по таблице № 2;

116. Зп2 = 60400 тыс. руб. затраты на ремонт с заменой изоляции по принятому варианту, определяется по таблице № 2.1. Зп = 93198 тыс. руб.

117. Удельные затраты на ремонт 1 дефекта по принятому варианту определяются по формуле:1. Зуп = Зп / Ит.где : Зп затраты на проведение капитального ремонта МН по предложенному варианту,

118. Ыш = 1456 шт. общее количество запланированных к ликвидации дефектов по принятому варианту, определяется по таблице № 2.

119. Зуп = 93198 : 1456 = 64,0 тыс. руб.

120. Определение экономической эффективности за счет внедрения методики рационального планирования капитального ремонта магистральных нефтепроводов в ОАО «СЗМН».

121. Формирование плана капитального ремонта МН на 1999 г. на основе новых методических подходов позволило более эффективно использовать финансовые средства за счет снижения удельных затрат на ликвидацию одного дефекта.

122. Э = 9,6 х 1456 = 13977,6 тыс. руб.

123. Начальник технического отдела ОАО «СЗМН»1. Р.М.Миргасимов

124. Начальник планово-экономического отдела ОАО «СЗМН»1. Р.М.Фатхутдинова