WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

На правах рукописи

Жиганнуров Ринат Маратович

РАЗВИТИЕ МЕТОДОВ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

07.00.10 – История науки и техники

25.00.19 – Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Уфа – 2012

Работа выполнена  в ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет.

Научные руководители:                        доктор технических наук, профессор

Мастобаев Борис Николаевич;

доктор технических наук, доцент

Сощенко Анатолий Евгеньевич.

Официальные оппоненты:

Фаттахов Мухарям Минниярович – доктор технических наук, доцент, ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», заведующий кафедрой;

Поподько Дмитрий Валентинович – кандидат технических наук, Уфимский филиал ОАО «Центр технической диагностики «Диаскан», начальник отделения обработки информации.

Ведущая организация:        ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет».

       

Защита состоится «20» декабря 2012 г. в 1100 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.01 при ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет».

Автореферат разослан «20» ноября 2012 г.

Ученый секретарь 

диссертационного совета                                         Сыркин Алик Михайлович

Актуальность темы. Система магистральных трубопроводов России создавались преимущественно в период с 1950 по 1980 годы. Основная часть трубопроводов была построена с 1960 по 1970 годы в условиях необходимости транспортировки нефти от месторождений Западной Сибири в центральные регионы страны. Для этого периода было характерно строительство ускоренными темпами трубопроводов большой протяженности и большого диаметра.

Транспортировка нефти, газа и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам больших диаметров на значительные расстояния обусловила повышение требований к надежности работы трубопроводных систем, разработку системы предотвращения аварий и  утечек, обеспечения защиты окружающей среды.

В решение данного вопроса важную роль сыграла диагностика и мониторинг технического состояния. Поэтому для ускорения научно-технического прогресса в области технической диагностики необходимо глубокое изучение развития техники и технологий, опыта работы научных институтов, опыта ученых и инженеров, работавших в данной области в разные годы.

Целью работы является изучение и анализ развития технологий и технических средств диагностики объектов трубопроводного транспорта нефти, обеспечивающих  надежную и безаварийную эксплуатацию. Изучение влияния различных факторов на достоверность результатов диагностики магистральных нефтепроводов. В соответствии с целью исследования были поставлены следующие основные задачи:

  • представление основных этапов развития систем ультразвукового и магнитного методов неразрушающего контроля и применения их в трубопроводном транспорте нефти;
  • комплексный анализ технического развития методов и средств диагностирования линейной части нефтепроводов России и перспективы их развития;
  • выявление влияния различных факторов на достоверность информации, получаемой при диагностировании линейной части нефтепроводов при использовании различных внутритрубных снарядов-дефектоскопов;
  • исследование влияния асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на достоверность информации при диагностировании ультразвуковыми дефектоскопами;
  • анализ методов удаления АСПО из действующих нефтепроводов и исследование возможности применения углеводородных растворителей для растворения и удаления застаревших АСПО.

Научная новизна работы. Впервые проведен комплексный анализ научных и технических материалов по развитию и совершенствованию технологий и технических средств диагностики в области трубопроводного транспорта углеводородов.

Практическая значимость. Результаты исследований диссертационной работы используются в учебном процессе. Проведенный автором анализ развития методов и средств диагностики в области трубопроводного транспорта включен в программу дисциплины «Основы технической диагностики трубопроводных систем» в ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» при подготовке дипломированных специалистов по направлению 130500 «Нефтегазовое дело» и специальности 130501 «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ».

Апробация результатов работы. Основные положения работы были отражены в докладах на 58 научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых  (Уфа, УГНТУ, 2007г.); Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2007» (Уфа, УГНТУ, 2007г.); 59 научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа, УГНТУ, 2008г.); Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2008» (Уфа, УГНТУ, 2008г.); IX Международной научной конференции «Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела» (Уфа, УГНТУ, 2008г.); Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук» (Уфа, УГНТУ, 2009 г.).

Публикации и личный вклад автора. Основные результаты диссертационной работы изложены в 13 печатных трудах. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, участие в их решении, анализ полученных результатов.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения,  4 разделов, 5 выводов, списка литературы, включающего 150 наименований. Изложена на 140 страницах машинописного текста, включая 46 рисунков, 28 таблиц.

               Основное содержание работы

ГЛАВА 1. РАЗВИТИЕ АКУСТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ДИАГНОСТИКИ


Возникновение ультразвуковой дефектоскопии как метода неразрушающего контроля. 1928 год – возникновение ультразвукового контроля материалов. В этом году советский физик С.Я. Соколов первым предложил теневой метод с непрерывными звуковыми волнами для выявления дефектов материала (Ленинградский электротехнический институт). В 1937 г. под его руководством были изготовлены промышленные образцы теневых дефектоскопов.

Существенный вклад в развитие ультразвукового метода внес Д.С.Шрайбер (СССР), положивший начало применения ультразвукового контроля в авиационной промышленности.

В 1930-е годы были сделаны первые попытки визуализации ультразвука.

Непрерывные звуковые волны в 1940-е гг. были вытеснены ультразвуковыми импульсами. Первооткрывателем ультразвукового эхо-импульсного метода считается Р. Файерстоун, разработавший прототип современного дефектоскопа в 1940 г.

В 1943 г. почти одновременно были выпущены первые эхо-импульсные приборы, основанные на работах Файерстона и Спроуля фирмами «Сперри продактс инк.» (Денбери, США) и «Кельвин энд Хьюз лтд.» (Лондон).

В 1948 г. под руководством С. Я. Соколова создан первый в СССР импульсный эхо-дефектоскоп.

Центральный научно-исследовательский институт технологии машиностроения ( ЦНИИТМАШ) начал с разработки дефектоскопической приставки УЗД-1 к серийному осциллографу. В 1951 г. А.С. Матвеевым, Ю.В. Богословским, В.Д. Королевым, М.Ф. Краковяком и В.В. Рахмановым (ЦНИИТМАШ) был создан один из первых в СССР массовых дефектоскопов УЗД-7.

Крупное достижение ЦНИИТМАШ – создание первого в мире наклонного пьезопреобразователя с призмой из органического стекла, позволившего использовать ультразвук для контроля сварных соединений поперечными волнами. Впервые в СССР осуществил контроль сварных швов с помощью наклонного преобразователя Н.В. Химченко (НИИХИММАШ) на Ангарском нефтехимическом комбинате.

В 60-х годах XX века, когда остро встала задача оснащения трубопрокатных заводов высокопроизводительными средствами неразрушающего контроля, НИИ Интроскопии разработал линию по комплексному неразрушающему контролю цельнометаллических труб. Этот комплекс состоял из четырехканальной установки УТ-80Б с бесконтактными электромагнитно-акустическими (ЭМА) преобразователями для контроля труб диаметром 30 ... 150 мм с толщиной стенки 3–15 мм (Ю.М. Шкарлет).

Одна из важных проблем, успешно решаемых ультразвуковым эхо-методом – контроль нефте- и газопроводов в условиях их изготовления и эксплуатации. Задача обнаружения дефектов поперечных сварных швов решена в институте ВНИИСТ (позднее АО «ПОЛИТЕСТ»). Г.А. Гиллером и Л.Ю. Могильнером разработан эффективный способ контроля сварных швов «хордовыми» преобразователями с разделением функций излучения и приема ультразвуковых волн.

В 1962 г. А.В. Малинка, Б.В. Костюков и др. (ЦЛАМ Укрглавтрубостали) предложили эхо-теневой метод контроля сварных швов прямошовных труб, совмещающий достоинства теневого и эхо-методов. Это позволило автоматически контролировать усиление и качество акустического контакта, обеспечило высокую чувствительность и надежность контроля.

Важная область применения эхо-метода – измерение толщины стенок труб, сосудов, резервуаров при одностороннем доступе.

Начало применения ультразвуковой толщинометрии в промышленных условиях следует отнести к 1952–1953 гг., когда на строящихся нефтехимических комбинатах Н.В. Химченко и В.П. Есилевским (НИИХИММАШ) был использован созданный ЦНИИТМАШем импульсный ультразвуковой толщиномер УЗТ-3 и изучено влияние условий контроля на погрешности измерений.

В акустических приборах для НК преобразователи используют для возбуждения и приема упругих волн. Наиболее широко начинают применять пьезоэлектрические преобразователи. В 40-х годах Л.Я. Гутин разработал теорию и предложил (независимо от американского ученого У. Мэзона) эквивалентную схему пьезоэлемента, ставшую общепризнанной классической моделью для расчета характеристик пьзопреобразователей. В те же годы теорию колебаний пьезоэлементов развили Н.Н. Андреев, А.А. Харкевич. Позднее (в 70-х годах) ряд важных работ по исследованию и расчету параметров пьезоэлементов выполнен В.В. Залесским, В.И. Домаркасом, И.Ю. Кажисом. Различные типы широкополосных преобразователей разработаны И.Н. Ермоловым, А.X. Вопилкиным (ЦНИИТМАШ) и М.В. Королевым, А.Е. Карпельсоном (МНПО «СПЕКТР»).

В качестве излучателей и приёмников акустических колебаний до конца 70-х годов прошлого столетия использовались пластины из кварца. В настоящее время для возбуждения и приёма акустических колебаний используется пьезоэлектрическая керамика (цирконат-титанат свинца).

Большое внимание начало уделяться созданию бесконтактных преобразователей. С 1985 по 2000 гг. разработаны и поставлены потребителям ультразвуковые толщиномеры с бесконтактными ЭМА преобразователями: УВТ-01Н, УВТ-02Н (НИИЭИ, г. Томск), ЭМАТ-1 (ВНИИНК), ЭМАТ-100 (фирма «Пальмира») и др.

ГЛАВА 2. РАЗВИТИЕ МАГНИТНЫХ МЕТОДОВ ДИАГНОСТИКИ

Магнитопорошковый контроль – один из классических методов неразрушающего контроля. В 1910 - 1912 гг. академик А.Н. Крылов использовал магнитопорошковый метод для контроля ферромагнитных изделий массового производства. Магнитопорошковый способ контроля предложен в США в 1929 г. В 1939 появилось первое руководство по его промышленному применению.

В 1927 г. изобретатель Ф. М. Карпов разработал дефектоскоп-электромагнит для контроля осей и колесных пар вагонов.

В 30-х годах Н. С. Акулов, Р. И. Янус, М. Н. Михеев формируют новое научное направление – магнитный структурно-фазовый анализ сталей и сплавов.

В 1931 - 1934 гг. Н. С. Акулов создает приборы для контроля структуры и фазового состава сталей. В эти же годы начинает применяться, как параметр контроля структурного состояния коэрцитивная сила. М.Н. Михеев создает «универсальный переносной коэрцитиметр» для локального контроля структуры и твердости проката и изделий машиностроения.

Первый прибор, работающий по методу магнитной порошковой дефектоскопии, создал и изготовил академик Н. С. Акулов (1934 г.) в магнитной лаборатории научно-исследовательского института физики Московского государственного университета.

Две магнитные лаборатории – Центрального научно-исследовательского института технологии машиностроения (ЦНИИТМАШ) и Научно-исследовательского института физики Московского государственного университета им. М. В. Ломоносова – обеспечили развитие этого метода в СССР и создание отечественной аппаратуры и средств магнитного контроля независимо от других стран.

В 1934 г. Л. Э. Певзнер и А. В. Жигадло начали исследования по применению магнитопорошкового метода контроля деталей в процессе производства авиационной техники. А. А. Киселев создал дефектоскопы МД-3, МД-4 для контроля деталей при ремонте самолетов гражданской авиации.

В период 1937 - 1941 гг. Н.И. Еремин провел теоретические и экспериментальные исследования магнитопорошковой дефектоскопии деталей военных летательных аппаратов (ВВИА им. Н.Е. Жуковского). В дальнейшем на базе полученных результатов Н.И. Еремин (ЦНИИТМАШ) создал серию магнитопорошковых дефектоскопов: универсальный АЕС-3, МДВ, ДКН (с комбинированным намагничиванием); специализированный ЦНВ-3; передвижные ДМП-2 и ДМП-3.

В 1952 г. К. С. Маховер и К. В. Усенко создали магнитографический метод во Всесоюзном научно-исследовательском институте строительства магистральных трубопроводов (ВНИИСТ).

Исследованием и совершенствованием магнитографического метода контроля занимались в МГТУ им. Баумана, АН БССР, Шосткинском филиале НИКФИ, СКБ «Газприборавтоматика», на предприятии «Ростовэнергоремонт», Белорусском политехническом институте, Могилевском политехническом институте, Институте физики металла УрО РАН, Калининградском экспериментальном заводе.

В 1953 г. под руководством А. С. Фалькевича созданы первые магнитографические дефектоскопы для контроля сварных соединений.

В 1954 г. Р.И. Янус предложил феррозондовый метод дефектоскопии деталей машин и диагностики в медицине.

В 1960 г. В.Е. Щербинин и Н.Н. Зацепин разработали феррозондовый метод контроля сварных швов, теоретические основы феррозондовой толщинометрии.

Н.С. Акулов, С.В. Вонсовский, М.Н. Михеев, Д.И. Кондорский, К.П. Белов, Я.С. Шур, Р.И. Янус, Э.С. Горкунов и В.М. Морозова получили уникальные результаты, которые позволили понять природу процессов намагничивания и перемагничивания таких гетерогенных ферромагнетиков, как сталь. Работы А.С. Займовского, Б.Г. Лившица, В.С. Меськина, С.С. Штейнберга, В.Д. Садовского, Г.В. Курдюмова, Б.А. Апаева, К.Н. Сироты, А.П. Гуляева, Р. Кана, Е. Берковича, Е. Кнеллера в области физики магнитных явлений, физического металловедения и материаловедения сыграли важную роль в разработке физических основ использования магнитных свойств для оценки структурного состояния и фазового состава сталей и сплавов.

В частности, одним из важных направлений в области магнитного и фазового анализа высоколегированных сталей является магнитная ферритометрия.

Большой вклад в развитие теоретических основ и создание приборов - ферритометров внесли ЦНИИТМАШ, НИИХИММАШ, МНПО «Спектр» (С. Д. Энтин, В. П. Есилевский, Н. В. Химченко, П. Е. Меринов, П. А. Бобров, А. Г. Пеликан и др.).

В 2000 г. разработан и изготовлен дефектоскоп ДИН-1 индукционного намагничивания (Г. С. Шелихов, ГУП НТЦ «ЭКСПЕРТ» МО РФ).

ГЛАВА 3. ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИЙ

ДИАГНОСТИРОВАНИЯ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ

В период с 1960 по 1980 гг. за рубежом были созданы десятки специализированных фирм, занимающихся разработкой методов и средств технической диагностики магистральных трубопроводов: «Альберта газ» (Канада), «Ветко», «Тьюбоскоп», «Мустанг», «Натурал газ» (США), «BritishGas». В 1965 году фирма «Тьюбоскоп» начинает выпуск снарядов модели «Лайналог».

Первая разработка метода и аппаратуры для дефектоскопии подземных магистральных трубопроводов была начата совместно ИФМ УНЦ АН СССР и ВНИИСПТнефть Миннефтепрома в 1966 году. На первом этапе было решено разработать только поисковую часть всего комплекса. Конструктивные недостатки системы не позволили провести испытания в полном объеме.

В 1976 г. по решению Государственного комитета по науке и технике СССР были начаты работы над созданием внутритрубного снаряда-дефектоскопа для контроля коррозионного состояния магистральных газопроводов с диаметром труб 1220 мм. В 1981 году проводились испытания снаряда-дефектоскопа «КОД» на опытном участке трубопровода в Александровогайском ЛПУ МГ «Югтрансгаз». Выявилось большое количество недостатков в конструкции разных узлов прибора. Первым успешным был комплекс дефектоскопии «КОД-М». Комплекс был испытан в 80-е годы XX века на участке магистрального газопровода Средняя Азия-Центр и рекомендован комиссией к выпуску установочной серии с учетом корректировки с конструкторской документации.

80-е годы XX века ознаменовались десятками аварийных отказов по причине стресс-коррозионного повреждения отечественных магистральных газопроводов. Однако по-прежнему были затруднения с финансированием работ по созданию более совершенных снарядов-дефектоскопов и разработке новых модификаций.

В 1989 году велась разработка магнитного метода контроля трубопроводов в ЗАО НПО «Спектр» при УрО АН СССР на базе Института физики металлов. Задачей предприятия было создание приборов для внутритрубной инспекции магистральных газопроводов. Годом позже была создана организация, которая занималась эксплуатацией разработанных «Спектром» снарядов-дефектоскопов - ЗАО НПО «Спецнефтегаз».

В 1995 году прошел промышленные полевые испытания трубный магнитный дефектоскоп с продольным намагничиванием - ДМТ на трубопроводе диаметром 1020 мм. В 1999 году создан снаряд-дефектоскоп с поперечным намагничиванием (ДМТП), который существенно повысил надежность диагностики.

Основными методами обеспечения надежной работы магистральных трубопроводов Главтранснефти до начала 1990-х годов был капитальный ремонт линейной части, гидравлические переиспытания повышенным давлением или косвенные методы, использующие изменение электрохимического потенциала при повреждении изоляционного покрытия трубопровода. На рисунке 2 показана динамика уменьшения количества аварий на магистральных нефтепроводах компании «Главтранснефть» по итогам капитальных ремонтов за период с 1973 по 1993 гг.

Рисунок  2 – Статистика аварий на магистральных нефтепроводах компании «Главтранснефть» («Транснефть») за 1973-1993 гг.

Нормативный срок эксплуатации магистральных нефтепроводов составлял 33 года, в то же время срок службы применяемых изоляционных покрытий не превышала 16 лет. Возрастало необходимость капитального ремонта нефтепроводов с заменой изоляционного покрытия, а в отдельных случаях с заменой труб (рисунок 3).

Из рисунка 3 видно, что с 1990 г. прекращается развитие системы и заметно уменьшается объем капитальных ремонтов нефтепроводов, несмотря на ускоряющийся износ труб и изоляции, связанные со старением.

Компании «Транснефть» удалось переломить кризисную ситуацию в результате целенаправленного использования валютных отчислений. С 1994 года происходит увеличение объемов капитального ремонта и в 1996 году выполнен капитальный ремонт с заменой труб и изоляции на 911 км.

Рисунок 3 – Динамика капитального ремонта магистральных нефтепроводов «Главтранснефти» (* - с 1991 г. данные только по нефтепроводам России)

Перспективным направлением повышения надежности магистральных нефтепроводов на стадии строительства, а также обеспечения безопасности в период эксплуатации являлось использование различных диагностических приборов. Для диагностики линейной части наибольший интерес вызывал внутритрубный дефектоскоп, движущийся по трубопроводу с потоком нефти.

Первые исследования по внутритрубной диагностике магистральных нефтепроводов в нашей стране были проведены институтом ВНИИСПТнефть (ИПТЭР, г.Уфа) совместно с Главтранснефтью. С 1990 по 1994 годы специалисты ВНИИСПТнефти по Соглашению с ГмбХ «Пайптроникс» (ФРГ) участвовали в создании энергетической секции для дефектоскопов (СЭС-500). Результатом этого сотрудничества явилось создание ряда средств внутритрубной дефектоскопии - внутритрубных дефектоскопов типа АСДТ.

Опыт, накопленный в ИПТЭР позволил создать специализированное предприятие по диагностированию нефтепроводов ОАО «ЦТД «ДИАСКАН», входящий в состав АК «Транснефть».

Для развертывания работ по диагностированию магистральных трубопроводов Центр технической диагностики был оснащен соответствующими приборами и оборудованием. Начало создания материально- технической базы Центра было положено в 1991-1993 гг. вводом в эксплуатацию специальных внутритрубных снарядов.

В сложившейся ситуации одной из важнейших задач, стоящих перед АК «Транснефть» и АО «ЦТД», являлось создание отечественных снарядов, отвечающих уровню современных требований технической диагностики.

С 1991 года АК «Транснефть» ведет работы по созданию  отечественного снаряда-дефектоскопа с СКБ «Транснефтеавтоматика». Универсальный снаряд-дефектоскоп состоял из четырех секций: магнитной, ультразвуковой, навигационной и энергетической. Работы по созданию дефектоскопа были прекращены в связи нехваткой научного потенциала. АК «Транснефть» была вынуждена закупить и эксплуатировать импортные приборы высокой разрешающей способности,  адаптированные к отечественным условиям.

В 80-е годы XX века были попытки использовать внутритрубные магнитные дефектоскопы американских фирм «Ветко» и «Тьюбоскоп». Указанные приборы были способны проходить через сужения, сечение которых составляло лишь 95% от номинального диаметра трубы. Эти приборы практически невозможно было использовать на отечественных нефтепроводах. Причина состояла в наличии большого количества сужений с проходным сечением менее 95% от номинального диаметра трубы. Такие сужения были вызваны конструкцией запорной арматуры, а также многочисленными гофрами, вмятинами, возникшими вследствие нарушения технологии укладки трубопровода в траншею.

В 1993 г Центром технической диагностики были разработаны Технические требования на внутритрубные дефектоскопы для определения дефектов потери металла, вызывающие уменьшение толщины стенки трубопровода. На основании этих требований были созданы внутритрубные дефектоскопы «Ультраскан», преодолевающие сужения в 85% от наружного диаметра трубопровода, способные работать на участках с подкладными кольцами, беспрепятственно преодолевать тройниковые ответвления без предохранительных решеток, радиусные повороты R=1,5D (где D - наружный диаметр трубопровода).

В 1995 г. были разработаны и утверждены АК «Транснефть» Технические требования на внутритрубные дефектоскопы для определения поперечных трещин, трещин и трещиноподобных дефектов в поперечных сварных швах. В результате испытании и доработок к отечественным условиям вводятся в эксплуатацию магнитные снаряды высокого разрешения.

В 1996 г. были разработаны Технические требования на внутритрубные дефектоскопы для определения продольных трещин в стенке трубопровода, трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах. Внедряются ультразвуковые снаряды-дефектоскопы с наклонными преобразователями.

В  конце 2007 г. вводятся в эксплуатацию комбинированные дефектоскопы, сочетающий в себе достоинства ультразвукового и магнитного методов контроля.

ГЛАВА 4. ВЛИЯНИЕ РАЗЛИЧНЫХ ФАКТОРОВ, ПРОИСХОДЯЩИХ ПРИ ТРАНСПОРТЕ И ХРАНЕНИИ НЕФТИ, НА МЕТОДЫ

ДИАГНОСТИКИ

В этом разделе исследованы вопросы влияния различных факторов на достоверность результатов при диагностике магистральных нефтепроводов. Как правило, при проведении диагностики объектов трубопроводного транспорта есть вероятность пропустить дефект. Это связано, прежде всего, с физическими особенностями того или иного метода диагностирования. На примере ультразвукового и магнитного методов контроля приведем их сравнительный анализ.

Магнитные дефектоскопы, несмотря на их достоинства, не способны обнаруживать коррозию на участках, прилегающих к кольцевым и продольным сварочным швам вследствие подъема датчиков. Ультразвуковой дефектоскоп позволяет получить информацию вплоть до места сварки.

На протяженных дефектах потери металла с небольшой глубиной рассеяние магнитного потока не достигает порогового значения, при котором происходит регистрация сигналов от датчиков. Поэтому дефекты потери металла с отношением глубины к длине менее 0,0025…0,005 магнитным дефектоскопом могут не обнаруживаться и тем более не измеряться.

Магнитный поток не реагирует на расслоения, неметаллические включения, параллельные стенке трубы, но способен обнаруживать дефекты потери металла на наружной поверхности, экранированные расслоениями, что недоступно для ультразвукового снаряда.

Ультразвуковой дефектоскоп «Ультраскан WM» с радиально установленными датчиками не способен выявлять острые дефекты, расположенные параллельно распространению ультразвуковых импульсов.

В ультразвуковом методе измерений существует минимальный временной промежуток между приемами сигналов, отраженных от наружной и внутренней поверхностей стенки трубы, определяющий минимальное значение толщины стенки, наличие которого фиксируется, но не может быть измерено. В ультразвуковых снарядах типа «Ультраскан WM» это значение в зависимости от номинальной толщины стенки трубы устанавливается в пределах от 3.3 до 5.0 мм. Для нефтепроводов диаметрами от 530 до 1220 мм с номинальными значениями толщин стенок 7…15 мм дефекты, уменьшающие остаточную толщину стенки до указанных выше пределов, относятся к категории опасных.

Ультразвуковой снаряд позволяет обнаруживать вмятины и гофры по характерному очертанию зоны локальной потери сигналов на наклонных площадках этих дефектов. Однако потеря сигнала препятствует возможности обнаружения дефектов механического происхождения (рисок, царапин, выбоин), которые могут находится на дне этих вмятин, особенно если вмятины имеют резко очерченный профиль.

Магнитный снаряд способен определять наличие вмятин и гофр только с резко очерченным профилем  и в случае, когда они расположены вне зоны поперечного сварного шва. Вмятины и гофры с плавными очертаниями магнитный снаряд не обнаруживает.

Расслоения с выходом на поверхность по характерным признакам этих дефектов обнаруживают снаряды обоих типов. Однако протяженность, глубину залеганий наклонных расслоений измеряет только ультразвуковой дефектоскоп, что дает возможность оценивать опасность дефектов этого вида.

В систематизированном виде возможности ультразвуковых и магнитных дефектоскопов по обнаружению дефектов представлены в таблице 1, из которой видно, что ультразвуковые снаряды способны выявлять более широкий состав дефектов, чем магнитные.

Далее была проведена оценка основных факторов, влияющих  на достоверность диагностической  информации. Одним из факторов, препятствующим росту качества диагностики является превышение скорости движения дефектоскопа по трубопроводу, что приводит, в случае магнитного метода, к неполному промагничиванию стенки трубы, и, соответственно, снижению достоверности. Для ультразвукового снаряда, т.к. датчик является одновременно и излучателем и приемником сигнала, существует предельная максимальная скорость перемещения по трубопроводу, при которой отраженный сигнал принимается датчиком с учетом его собственных размеров и перемещения в продольном направлении, соответствующего времени, необходимому для возвращения отраженного сигнала от стенок трубопровода. Как правило, проблемы с регистрацией отраженного сигнала наступают уже на скорости свыше 2 м/с (с учетом стандартной частоты сканирования датчиков в 300 Гц перемещение центра ультразвукового датчика в продольном направлении при скорости 2 м/с составляет 6,6 мм, что сопоставимо с размерами самого датчика и, соответственно, его способностью принять ослабленный отраженный сигнал).

Таблица 1 – Сравнение возможностей дефектоскопов по обнаружению дефектов трубопровода

Наименование особенности

Ультразвуковой дефектоскоп WM

Магнитный дефектоскоп MFL

Нарушение геометрии трубы:

Вмятина

да

да*

Гофра

да

да*

Овальность

нет

нет

Расслоение

да

нет

Расслоение с выходом на поверхность трубы, в том числе «плены», «закаты»

да

да

Наклонное расслоение

да

нет

Расслоение, примыкающее к сварным швам

да

нет

Включение

да

нет

Потери металла (внешние и внутренние):

Питтинговая коррозия (длина и ширина коррозии меньше трех номинальных толщин стенки трубы)

да (затруднена интерпретация дефекта)

да

Общая коррозия (длина и ширина коррозии больше трех номинальных толщин стенки трубы)

да

да

Протяженные потери металла с гладким профилем

да

нет

Потери металла на вмятинах, гофрах

да (на вмятинах с плоской вершиной)

да

Риска, расположенная вдоль оси трубы

да

нет

Риска, расположенная наклонно к оси трубы

да

да

Дефекты сварных швов:

Поперечных

нет

да

Продольных

нет

нет

Особенности, связанные с ремонтом трубопровода

Приварная муфта

да

да

Неприварная муфта

нет

да

Заплата

да

да

Трубная арматура:

Задвижка

да

да

Тройник (отвод)

да

да

Вантуз

да

да

Сварное присоединение

да

да

Кожух

нет

да

*особенность может быть не обнаружена в районе поперечного шва или если она имеет гладкий профиль

В процессе транспортировки высокопарафинистой нефти происходит постоянное загрязнение их внутренней поверхности. К качеству очистки предъявляются высокие требования. Наличие даже небольших отложений парафина приводит к потере сигналов от ультразвуковых датчиков внутритрубного дефектоскопа. Поэтому перед пропуском снаряда производится тщательная очистка стенок трубопровода. Требуемая степень очистки достигается путем многократного пропуска щеточных очистных скребков и очистных скребков, снабженных износостойкими полиуретановыми дисками.

Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) откладываются на внутренней полости  нефтепроводов  в процессе длительной эксплуатации, при перекачке различных по свойствам нефтей, при изменении режимов перекачки.

В СССР вследствие увеличения объемов добычи нефти и освоения новых месторождений нефтепроводы работали при полной загрузке, а иногда превышали ее. Для поддержания требуемой производительности, проводилась регулярная очистка внутренней полости нефтепроводов.

В 1987 г. было добыто максимальное за всю историю существования СССР количества нефти с газовым конденсатом – более 624 млн. т. Этот уровень добычи был сохранен и в 1988 г. Постепенно уровень добычи начал снижаться, строительства новых трубопроводов не производилось. К 1991 г. добыча нефти с газовым конденсатом составила 515,5 млн. т. В 2006 году в России добыто 480 млн.т. нефти. Вследствие уменьшения добычи нефти снижалась загруженность нефтепроводов, отсутствовала необходимость в их регулярной очистки, что привело к постепенному накоплению АСПО и последующему уплотнению их на внутренних стенках.

Для очистки от АСПО применялись шаровые разделители, пенополиуретановые манжетные скребки, поролоновые поршни которые в процессе очистки удаляли только рыхлые образования, а твердая часть отложений уплотнялась. Применение щеточных скребков оставляло следы от очистки на затвердевших слоях, что в свою очередь усиливало процесс накопления парафиновых отложений.

Процесс оседания АСПО на внутренней стенке нефтепровода происходит неравномерно. В отечественной и зарубежной литературе много внимания уделялось влиянию в формировании отложений парафина таких факторов: как скоростной эффект течения жидкости, температура потока и окружающей среды, режимы течения жидкости, материал труб, степень шероховатости поверхности труб, вязкость перекачиваемой жидкости, наличие механических примесей, воды, газа в потоке нефти, полярность поверхности труб, электрические явления и др.

Наличие АСПО,  сильно искажают диагностическую информацию о состоянии стенки трубопровода при диагностике современными ультразвуковыми снарядами, а в большинстве случаев информация и вовсе отсутствует. Это связано, прежде всего, с затуханием ультразвуковых волн, посылаемых ультразвуковыми датчиками, на плотных слоях АСПО.

В 2004 г. на действующем нефтепроводе диаметром 530 мм была проведена работа по очередному диагностическому обследованию трубопровода внутритрубным инспекционным прибором (ВИП) «Ультразвуковой дефектоскоп WM». Предыдущая инспекция была проведена 1995 г.

Для удаления со стенок нефтепровода загрязнений в виде парафиново-смолистых отложений, глины, песка, постороннего мусора были пропущены очистные скребки. Произведен контроль качества очистки нефтепровода. Результат последней очистки соответствовал требованиям РД 153-39.4-035-99, указанным в «Положении о проведении работ по очистке внутренней полости магистральных нефтепроводов».

Средняя скорость ВИП «Ультразвуковой дефектоскоп WM» во время прогона составляла 0,80 м/с.

После пропуска ВИП «Ультразвуковой дефектоскоп WM» в ЦТД «Диаскан» была проведена интерпретация данных диагностики, а затем полученная после обработки информация была проанализирована и сопоставлена с данными предыдущей инспекции.

На всем диагностируемом участке скорость движения ВИП не выходила за границы минимально максимально допустимой для данного типа ВИП. Средние потери эхо-сигнала составили 51,06 %.

Площадь обследуемой поверхности данного участка равна 342184,31 м2. Площадь поверхности с потерей диагностической информации по причине наличия па внутренней поверхности трудноудаляемых отложений и загрязнения ультразвуковых датчиков парафином равна 82319,70 м2, что составляет 24,06 % площади обследуемой поверхности. Остальные потери эхо-сигнала связаны с наличием конструктивных элементов трубопровода (задвижек, трубной арматуры, продольных, поперечных и спиральных швов).

Для изучения распространения ультразвуковых волн в магистральных нефтепроводах с асфальтосмолопарафиновыми отложениями были проведены экспериментальные исследования в лабораторных условиях с помощью дефектоскопа общего назначения УД2-70. В эксперименте был использован ультразвуковой эхо-импульсный метод неразрушающего контроля с пьезоэлектрическим преобразователем  на номинальной частоте 2,5 МГц.

В ходе эксперимента были исследованы асфальтосмолопарафиновые отложения шести различных нефтепроводов и в качестве сравнения – бытовой парафин. Исследуемый объект – стальной образец. Схема контроля стального образца с парафином приведена на рисунке 4. Результаты контроля сведены в  таблицу 2.

Рисунок 4 – Схема контроля стального образца с парафином

Таблица 2 – Распространение ультразвука в бытовом парафине

Толщина слоя парафина

Наличие УЗ сигнала

5 мм

отличный

7 мм

отличный

10 мм (рисунок 5,а)

хороший

13 мм

хороший

15 мм (рисунок 5,б)

удовлетворительный

17 мм

удовлетворительный

20 мм

отсутствует

25 мм

отсутствует

       

а)                                                        б)

Рисунок 5 – Пример ультразвукового сигнала в парафине:

а – при толщине слоя 10,1 мм; б – при толщине слоя 14,7 мм

В случае наличия на стальном образце парафинового слоя (5-17 мм) ультразвуковой дефектоскоп показывает наличие сигнала в среде (парафин-сталь) со смещением, а в некоторых случаях (более 20 мм) и вовсе отсутствие сигнала (рисунок 6).

Далее были исследованы распространение ультразвуковой волны в асфальтосмолопарафиновых отложениях (АСПО) шести различных нефтепроводов. Анализ группового химического состава парафинов в АСПО шести различных нефтепроводов приведен в таблице 3.

Рисунок 6 – Пример распространения УЗ в стальном образце с парафином

Таблица 3 – Результаты анализов группового химического состава и парафинов в отложениях

Показатели, %

Образцы отложений нефтепроводов

№1

№2

№3

№4

№5

№6

Парафин

(свеча бытовая)

Парафиново-нафтеновые углеводороды

48,8

41,1

39,2

48,7

34,5

21,1

98,2

Легкие ароматические углеводороды

12,6

25,4

17,1

12,2

9,0

15,4

1,3

Средние ароматические углеводороды

6,2

10,9

11,2

7,3

8,2

10,3

0,1

Тяжелые ароматические углеводороды

14,0

10,7

14,7

13,9

16,0

15,9

0,2

Смолы I

4,4

3,4

5,6

5,6

6,6

9,2

0,1

Смолы II

8,8

6,4

10,8

8,3

17,2

17,4

0,2

Асфальтены

5,2

2,1

1,4

4,0

8,5

10,7

Парафины

34,4

6,33

14,6

18,3

7,7

1,0

97,1

Для каждого из образцов устанавливалась различная толщина слоя от 5 до 20 мм. При исследовании образца №1 ультразвуковой сигнал проходил согласно таблице 4.

Таблица 4 – Распространение ультразвуковой волны в АСПО

Толщина слоя АСПО, мм

Наличие УЗ сигнала

5,1

отличный

8,2 (рисунок 7,а)

хороший

11,5 (рисунок 7,б)

удовл.

15,3

отсутствует

19,2

отсутствует

Рисунок 7 – Изображение ультразвукового сигнала на экране дефектоскопа

УД2-70: а – при толщине слоя парафина 8,2 мм; б – 11,5 мм

Из таблицы 4 видно, что при увеличении толщины слоя АСПО, ультразвуковой сигнал постепенно затухает. Образцы под № 2-6 показали худшие результаты, так как имели более неоднородную массу (таблица 5).

Таблица 5 – Результаты эксперимента

Образец №2

Образец №3

Образец №4

Образец №5

Образец №6

Толщина АСПО

сигнал

Толщина АСПО

сигнал

Толщина АСПО

сигнал

Толщина АСПО

сигнал

Толщина АСПО

сигнал

20

отсут.

19

отсут.

21

отсут.

20

отсут.

19

отсут.

15

отсут.

14

отсут.

16

отсут.

14

отсут.

15

отсут.

10

отсут.

9

отсут.

13

отсут.

9

отсут.

10

отсут.

5

отсут.

5

отсут.

8

отсут.

4

отсут.

6

отсут.

3

отсут.

2

отсут.

4

отсут.

3

отсут.

3

отсут.

Затухание и искажение сигнала ультразвуковой волны происходит из-за различия скоростей распространения в асфальтенах, смолах и парафинах, наличия песка, грязи, глины, продуктов коррозии и др. веществ в АСПО.

При диагностике старых нефтепроводов ультразвуковыми снарядами-дефектоскопами не обеспечивается достаточный уровень достоверности контроля, из-за потери диагностической информации по причине наличия на внутренней поверхности трудноудаляемых отложений и загрязнения ультразвуковых датчиков парафином.

Исследование процесса очистки АСПО. До 1980 года для очистки магистральных нефтепроводов от внутренних отложений применялись различные разделители и щеточные скребки.

Отличительной особенностью разделителей являлось наличие уплотнительных элементов, которые обеспечивали надежный контакт с очищаемой поверхностью трубопровода и вытесняли скопления воды, газа и рыхлые парафиновые отложения. Наибольшее применение в практике получили разделители РШ, ОПР-М, РМ-ПС и манжетный.

У щеточных скребков кроме уплотнительных элементов имелись жесткие очистные элементы (щетки или ножи), которые снимали плотные парафиновые отложения, обеспечивая высокое качество очистки. Компенсацию износа щеток осуществлял узел прижатия очистных элементов к очищаемой поверхности. По конструкции узла прижатия щеточные скребки подразделялись на пружинные, рычажные и рессорные. Широкое применение при очистке магистральных нефтепроводов нашли щеточные скребки типа ЩС, ЩСП, СМР, СМН.

Исследование процесса растворения АСПО. Изучением вопроса воздействия на парафинисто-смолистую массу пристенных отложений различных углеводородных растворителей типа товарных нефтепродуктов: автомобильные бензины, дизельное топливо и тракторный керосин занималась лаборатория трубопроводного транспорта бывшего института НИИТранснефть в 1962 г. под руководством Арменского Е.А. и продолжены в Уфимском нефтяном институте в 1973-1976 гг.

При общем рассмотрении вопроса о способах удаления отложений из внутренней полости нефтепроводов можно сделать вывод, что в отечественной практике преобладает пропуск скребков, резиновых шаровых разделителей и прочих средств механического воздействия на пристенные отложения и значительно реже – растворителями.

В практике эксплуатации нефтепроводов встречаются случаи перевода на перекачку светлых нефтепродуктов, что предусматривает полную очистку внутренних стенок трубопровода от отложений. Такие работы проводились в 1968-1970 гг. на нефтепроводе «Чекмагуш-Уфа» В.Ф. Новоселовым, Л.И. Тугуновым, Ш.Н. Ахатовым, Е.А. Арменским, Е.И. Дизенко и др. Для определения полного времени отмывки нефтепровода необходимо определить коэффициент массоотдачи, а также входящий в него коэффициент молекулярной диффузии.

Определение коэффициента молекулярной диффузии проводилось в лабораторных условиях при растворении пристенных нефтяных отложений с неразрушенной структурой различными растворителями. В качестве растворителей использовались: бензин, керосин, дизельное топливо. Характеристика отложений (420 = 0,92 г/см3, Тпл = 55°С) приведена ниже:

Смолы и масла                                38,1 %

Асфальтены и парафины                        58,85 %

Прочие углеводороды                        3,05 %

В ходе проведения экспериментов визуально наблюдалась верхняя граница диффузионного столба и по изменению ее высоты во времени определялся коэффициент молекулярной диффузии D по формуле

,                        (1)

где         – известная высота диффузионного столба, см;

– время, с;

0,0747 – безразмерный коэффициент.

Эксперименты проводились при температуре 21 С. Результаты наблюдения и расчетов по формуле (1) приведены в таблице 6.

Таблица 6 – Результаты наблюдения и расчетов

, см

, сут

(среднее значение D)

Бензин

4,2

3

5,01·10-6

4,47·10-6

5,6

6

4,5·10-6

7

9

4,2·10-6

8

14

3,94·10-6

Керосин

2

3

1,105·10-6

1,64·10-6

3,4

6

1,66·10-6

4,6

9

2,12·10-6

5,4

14

1,8·10-6

Дизельное топливо

1,9

3

1,04·10-6

1,058·10-6

2,6

6

0,984·10-6

3,85

10

0,987·10-6

4,3

13

1,22·10-6

На основании полученных значений коэффициентов молекулярной диффузии определяют полное время отмывки и потребное количество растворителя для трубопровода L = 17 км, dвн = 51 см, с пристенными отложениями толщиной 2 мм.

Полное время отмывки составило: для бензина – 59 ч ( 2,5 сут); для керосина – 287 ч ( 12 сут); для дизельного топлива – 1203 ( 50 сут); а потребное количество, т: бензина – 769; керосина – 2840; дизельного топлива – 8820.

Полное время отмывки по приведенной методике удовлетворительно согласуется с данными экспериментов по растворению нефтяных отложений в трубопроводе, приведенными в указанных выше исследованиях.

При изучении процесса отмывки необходимо учитывать процесс набухания и отрыва парафино-смолистых отложений. Процесс набухания наблюдался при определении коэффициента молекулярной диффузии в лабораторных условиях.

Для исследования использовались натуральные пристенные парафино-смолистые отложения с неразрушенной структурой. В период проведения эксперимента имело место набухание верхнего слоя отложений под действием керосина и бензина.

На рисунке 8 показано набухание парафино-смолистых отложений с неразрушенной структурой. Осмотр отложений показал, что они стали более рыхлыми и гораздо легче поддаются разрушению и удалению.

                               а)                                                б)

Рисунок 8 – График зависимости толщины набухания от времени под действием:

а) - керосина; б) - бензина

При изучении механизма удаления пристенных отложений светлыми растворителями необходимо учитывать процесс их набухания и срыва со стенок трубопровода и возможного дальнейшего растворения в потоке растворителя.

ВЫВОДЫ

1. На основании проведенного анализа научно-технических отчетов, архивных документов, литературных источников выполнено комплексное научно-техническое исследование, по результатам которого установлены основные этапы развития ультразвукового и магнитного методов неразрушающего контроля и внедрения их в трубопроводный транспорт нефти.

2. Анализом развития методов и средств диагностирования линейной части нефтепроводов России выявлены предпосылки использования диагностических снарядов в трубопроводном транспорте России и дальнейшее внедрение их в практику, а также влияние экономических и политических факторов на динамику внедрения методов неразрушающего контроля.

3. Показано влияние основных факторов на достоверность информации ультразвуковых дефектоскопов. Установлено, что основным фактором является наличие застаревших асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутренних стенках нефтепроводов.

4. Экспериментально установлено влияние неоднородности состава АСПО на прохождение сигнала ультразвуковой волны. Наличие незначительной толщины отложений (3 и более мм) препятствует прохождению ультразвукового сигнала.

5. Показана эффективность воздействия на АСПО бензина, дизельного топлива и керосина, обеспечивающих полное удаление застаревших отложений толщиной до 5 мм.

Основное содержание диссертации изложено в следующих публикациях, в том числе в ведущих рецензируемых журналах из перечня ВАК (№ 1-4):

  1. Жиганнуров Р.М., Шаммазов И.А., Мастобаев Б.Н. Развитие методов и средств неразрушающего контроля магистральных трубопроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2009. – № 2-3. – С. 3-9
  2. Жиганнуров Р.М., Шаммазов И.А., Мастобаев Б.Н. Развитие ультразвуковой дефектоскопии и применение в трубопроводном транспорте углеводородов // История науки и техники. – 2009. – №9, спецвыпуск №3. – С. 33-39
  3. Жиганнуров Р.М., Шаммазов И.А., Мастобаев Б.Н. Развитие магнитного метода неразрушающего контроля и применение в трубопроводном транспорте нефти и газа // История науки и техники. – 2009. – №5, спецвыпуск №2. – С. 73-77
  4. Лисин Ю.В., Жиганнуров Р.М., Мастобаев Б.Н. Исследование распространения ультразвука в асфальтосмолопарафиновых отложениях магистральных нефтепроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2012. – №2. – С. 7-10
  5. Жиганнуров Р.М., Шаммазов И.А. Факторы, влияющие на достоверность диагностической информации, получаемой на магистральных нефтепроводах // Материалы  V Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2009» УГНТУ; секция «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ». – Уфа, 2009. – С.50
  6. Жиганнуров Р.М., Мастобаев Б.Н. Влияние АСПО на достоверность диагностической информации, получаемой на магистральных нефтепроводах. Материалы Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук». – Уфа: изд-во УГНТУ, 2009. – Вып. 4. – С.18
  7. Жиганнуров Р.М. Становление и развитие ультразвукового метода диагностики объектов нефтегазового комплекса // Тезисы докладов 58 научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых  УГНТУ; секция «Трубопроводный транспорт». - Уфа, 2007. – С.16
  8. Жиганнуров Р.М., Мастобаев Б.Н. Развитие ультразвукового метода диагностики объектов трубопроводного транспорта // Материалы IX Международной научной конференции «Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела». – Уфа: изд-во «Реактив», 2008. – С. 17
  9. Жиганнуров Р.М. Новое направление в области технической диагностики объектов трубопроводного транспорта: метод фазированной решетки // Тезисы докладов 59 научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых  УГНТУ; секция «Трубопроводный транспорт». – Уфа, 2008. – С.8
  10. Жиганнуров Р.М. Развитие диагностики объектов трубопроводного транспорта // Тезисы докладов Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2007» УГНТУ; секция «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ». – Уфа, 2007. – С.31
  11. Жиганнуров Р.М., Мастобаев Б.Н. Развитие внутритрубной диагностики. Первые отечественные разработки Печатный // Тезисы докладов Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2008» УГНТУ; секция «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ». – Уфа, 2008. – С.55
  12. Жиганнуров Р.М., Дмитриева Т.В. Становление и развитие отечественной технологии внутритрубной инспекции нефтепроводов // Материалы X Международной научной конференции «Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела». – Уфа: изд-во «Реактив», 2009. – С.12
  13. Жиганнуров Р.М., Дмитриева Т.В. Формирование отечественной базы внутритрубной инспекции нефтепроводов // Материалы  V Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2009» УГНТУ; секция «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ». – Уфа, 2009. – С.48





© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.