WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

УДК 622.692.4                                                        На правах рукописи

Гаспарянц Рубен Саргисович

ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ

СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ

ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ

МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Специальность 25.00.19 – Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Уфа 2008

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Инжиниринговая нефтегазовая компания Всероссийский научно-исследовательский институт по строительству и эксплуатации трубопроводов, объектов ТЭК» (ОАО ВНИИСТ)

Официальные оппоненты:

– доктор технических наук, профессор

  Халлыев Назар Халлыевич

– доктор технических наук, профессор

  Мустафин Фаниль Мухаметович

– доктор технических наук, доцент

  Каравайченко Михаил Георгиевич

Ведущая организация

  – ОАО «Институт Нефтепродуктпроект»

       Защита диссертации состоится 26 сентября 2008 г. в 15-00 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов»
по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов».

Автореферат разослан  « ___ » ___________ 2008 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

кандидат технических наук                                         Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Магистральные нефтепроводы (МН) в экономике страны занимают одну из ключевых позиций. Вопросы обеспечения надежной и безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов затрагивают не только систему нефтепроводного транспорта, но и многие другие отрасли, а также существенно влияют на достижение целей, сформулированных в Концепции энергетического развития страны.

Современное состояние нефтепроводного транспорта характеризуется длительным сроком эксплуатации ряда действующих магистральных нефтепроводов при существенном увеличении объемов перекачки нефти и сооружением новых мощных МН, работающих при повышенном давлении. Обеспечение эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов в условиях их длительной эксплуатации, увеличения объемов перекачки и повышения давления становится все более актуальным.

Проблема надежности магистральных нефтепроводов охватывает широкий круг вопросов, таких как анализ условий возникновения повреждений и разработка мероприятий по их предотвращению, анализ фактического технического состояния МН и выбор эффективных способов повышения их надежности и безопасности. В связи с этим объективно необходимым является создание организационно-технологической системы обеспечения эксплуатационной надежности МН, содержащей приоритетные направления достижения цели. Одним из таких приоритетных направлений является обеспечение показателей надежности на стадии проектирования. Качественное проектирование позволяет в последующем существенно снизить затраты на техническое обслуживание и ремонт МН. Обеспечение требуемых показателей надежности и безопасности может быть достигнуто также на основе применения научно обоснованных типовых проектных и технических решений, в т.ч. с учетом экологической безопасности, и соответствующими техническими требованиями к материалам, изделиям и оборудованию (комплектующим).

Достоверная оценка надежности МН занимает важное место в решении рассматриваемой проблемы. Исходя из конструктивных особенностей МН как сложной технической системы, принимая во внимание то, что МН относятся к опасным производственным объектам, эффективным методом оценки их надежности является вероятностный анализ безопасности (ВАБ).

С учетом того, что трубы, изделия и технологическое оборудование по разным причинам имеют дефекты, развивающиеся в ходе эксплуатации МН, техническое диагностирование объектов трубопроводного транспорта нефти и оценка их технического состояния являются необходимыми элементами обеспечения надежности МН. При этом с целью исключения отказов МН из-за роста дефектов до недопустимых параметров требуется разработка метода расчета труб на прочность и долговечность с учетом фактического уровня дефектности.

Формирование организационно-технологической системы обеспечения надежной эксплуатации МН как опасных производственных объектов предполагает создание и поддержание в актуализированном состоянии базы нормативно-технических документов в виде отраслевого информационного фонда (ОИФ).

Методологической основой решения проблем надежности магистральных нефтепроводов являются работы ведущих специалистов отраслевых институтов (ИПТЭР, ВНИИСТ, ГИПРОТРУБОПРОВОД), академических институтов (ИМАШ им. А.А. Благонравова, ИМЕТ им. А.А. Байкова, ИЭС
им. Е.О. Патона), лабораторий и кафедр высших учебных заведений
(УГНТУ, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), Центра технической диагностики «Диаскан», специалистов АК «Транснефть», других научных центров страны.

Аналитической основой решения задач по расчету на прочность и долговечность труб МН являются методы механики деформируемых систем, развитые Лякишевым Н.П., Махутовым Н.А., Москвитиным Г.В., Морозовым Е.М., Стекловым О.И., Зайнуллиным Р.С. и другими учеными.

Методы и средства обеспечения надежности и безопасности магистральных нефтепроводов на основе анализа аварий и повреждений действующих МН, современные методы расчета и проектирования, диагностирования и оценки фактического технического состояния, разработанные
Абдуллиным И.Г., Азметовым Х.А., Березиным В.Л., Бородавкиным П.П., Быковым Л.И., Гумеровым А.Г., Гумеровым К.М., Гумеровым Р.С., Иванцовым О.М., Идрисовым Р.Х., Малюшиным Н.А., Пашковым Ю.И.,
Притулой В.В., Самойловым Б.В., Султановым М.Х., Фокиным М.Ф., Халлыевым Н.Х., Ямалеевым К.М., Ясиным Э.М. и другими учеными, позволили создать новые технические и технологические решения, обеспечившие прогрессивное развитие систем магистрального трубопроводного транспорта.

В последние годы наметились новые направления в решении проблемы обеспечения надежности магистральных нефтепроводов, в связи с чем появилась необходимость в их анализе, обобщении и развитии.

Основные научные исследования по диссертационной работе выполнены в рамках:

  • Межгосударственной научно-технической программы «Высоконадежный трубопроводный транспорт», утвержденной правительствами Российской Федерации и Украины в 1993 г.;
  • Концепции повышения надежности объектов трубопроводного транспорта нефти, принятой ОАО «АК «Транснефть»;
  • Государственного инновационного проекта «Магистраль».

Целью диссертационной работы является повышение надежности при эксплуатации магистральных нефтепроводов за счет создания комплексной организационно-технологической системы, включающей методы нормирования технических показателей элементов системы магистральных нефтепроводов, организации проектирования на основе применения типовых проектов, вероятностного анализа безопасности, расчета на прочность и долговечность труб с дефектами, оценки технического состояния объектов магистрального нефтепровода.

Основные задачи исследований

1. Разработать структуру и сформулировать направления развития компонентов организационно-технологической системы обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов на всех этапах их жизненного цикла.

2. Усовершенствовать процесс организации проектирования сложных систем трубопроводного транспорта нефти на основе развития методологии типового проектирования и создания системы технических требований к комплектующим материальным ресурсам.

3. Разработать методику расчета напряжений в подземном трубопроводе на пересеченном рельефе местности и метод снижения ущерба окружающей среде при авариях.

4. Адаптировать методологию вероятностного анализа безопасности к задачам повышения эксплуатационной надежности объектов трубопроводного транспорта нефти.

5. Усовершенствовать систему организации технического диагностирования магистрального нефтепровода.

6. Разработать методы расчета труб на прочность и долговечность с учетом фактического уровня дефектности.

7. Разработать систему оценки технического состояния  магистральных нефтепроводов.

8. Разработать методологию формирования отраслевого информационного фонда.

Методы решения

При решении поставленных задач использовались методы теории вероятности и математической статистики, методы исследования больших систем, методы механики деформируемых тел.

Для подтверждения выводов и результатов разработанных в работе расчетных методов использованы экспериментальные данные, полученные при опытно-промышленных натурных, стендовых и лабораторных испытаниях.

Научная новизна

1. Разработаны основные принципы обеспечения системной надежности магистральных нефтепроводов на всех этапах их жизненного цикла (предпроектная стадия, проектирование, строительство, эксплуатация).

2. Разработан комплекс технических требований и методы их количественной оценки для труб и других комплектующих материальных ресурсов, учитывающие разброс фактических свойств.

3. Разработан метод повышения экологической безопасности, основанный на оптимальном размещении запорной арматуры на линейной части магистрального нефтепровода. Предложено, с целью повышения экологической безопасности, в качестве критерия оптимальности размещения запорной арматуры использовать минимальный экологический ущерб окружающей среде при авариях.

4. Предложена адаптированная методология вероятностного анализа безопасности применительно к задачам количественной оценки надежности магистрального нефтепровода. Введены качественные и количественные критерии, позволяющие обосновывать безопасность магистрального нефтепровода.

5. Разработана методика определения оптимального интервала времени между диагностическими обследованиями действующих магистральных нефтепроводов.

6. На основании результатов анализа статистических данных по отказам и повреждениям, применения методов и средств диагностирования разработана методология оценки технического состояния объектов магистрального нефтепровода, основанная на систематизации их качественных и количественных характеристик.

7. Разработан метод расчета труб с дефектами на прочность и долговечность, основанный на учете развития дефектов во времени и деформирования труб под действием внутреннего давления. Установлены зависимости предельного давления от вида, геометрии и расположения дефекта, свойств материала, геометрических характеристик трубопровода и условий нагружения.

На защиту выносятся:

- структура и направления развития компонентов организационно-технологической системы обеспечения эксплуатационной надежности МН;

- основные принципы обеспечения показателей надежности магистральных нефтепроводов на стадии проектирования;

- методы повышения промышленной и экологической безопасности магистральных нефтепроводов;

-  комплексная система организации диагностирования и оценки технического состояния объектов МН;

- метод расчета труб с дефектами на прочность и долговечность.

Практическая ценность результатов работы

  1. На основе проведенных комплексных исследований предложена организационно-технологическая система обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов, базирующаяся на разработанной под руководством и при участии автора нормативной базе, большинство документов которой согласованы с уполномоченными органами государственного надзора, вошли в отраслевой информационный фонд ОАО «АК «Транснефть» и реализованы в системе трубопроводного транспорта нефти.

2. Усовершенствованная методология типового проектирования, способы организации проектирования сложных и уникальных магистральных нефтепроводов, система технических требований к комплектующим были использованы при проектировании магистральных нефтепроводов Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО), Харьяга – Индига, при расширении Балтийской трубопроводной системы (БТС-2), что позволило сократить временные и ресурсные затраты на проектирование, применить трубы, изделия и технологическое оборудование, отвечающие условиям сооружения и эксплуатации нефтепроводов, обеспечить требуемый уровень эксплуатационной надежности.

3. Методика расчета на прочность подземного трубопровода при пересеченном рельефе местности позволяет выбрать схему прокладки трубопровода, соответствующую нормативным требованиям по прочности и фактическим условиям эксплуатации.

4. Разработанная методика оптимального размещения запорной арматуры на линейной части магистральных нефтепроводов позволяет определить координаты ее размещения исходя из условия обеспечения минимального экологического ущерба окружающей среде при аварии.

5. Методика вероятностного анализа безопасности объектов трубопроводного транспорта нефти позволяет количественно оценить соответствие показателей безопасности установленным требованиям и выявить факторы, вносящие наибольший вклад в указанные показатели.

6. Предложенные системы технического диагностирования и оценки технического состояния магистральных нефтепроводов позволяют установить фактическое техническое состояние объекта, определить методы ремонта и реконструкции.

7. Методология формирования отраслевого информационного фонда позволяет системно обеспечивать проектные, строительные и эксплуатирующие организации и службы магистрального нефтепровода актуализированной нормативно-технической документацией, что способствует достижению высоких показателей надежности и безопасности.

Апробация работы

Основные результаты исследований, представленные в работе, докладывались на:

-  II Всесоюзной научно-технической конференции по трубопроводному транспорту нефти и газа (г. Уфа, 1983 г.);

- III Всесоюзной научно-технической конференции «Проблемы трубопроводного транспорта нефти и газа» (г. Ивано-Франковск, 1985 г.);

- Всесоюзной конференции «Пути развития научно-технического прогресса в нефтяной и газовой промышленности» (г. Грозный, 1986 г.);

- совместном заседании научно-технических советов Госстроя СССР и Миннефтегазстроя СССР «Проектирование и строительство объектов нефтяной и газовой промышленности в условиях вечномерзлых грунтов» (г. Надым, 1986 г.);

- Международном семинаре «Обеспечение качества строительства газотранспортных систем» (г. Москва, 1997 г.);

-  Международном конгрессе СIТОGIС-2000 (г. Москва, 2000 г.);

-  семинаре «Неделя высокой нефти» (г. Москва, 2001 г.);

- Второй ежегодной международной конференции «Российский газ»
(г. Москва, 2002 г.);

-  Международном трубопроводном форуме (г. Москва, июнь 2002 г.);

- Парламентских слушаниях Государственной думы РФ (г. Москва, 2006 г.);

V Международном трубопроводном форуме «Трубопроводный транспорт - 2006» (г. Москва, 2006 г.);

- V Российском нефтегазовом конгрессе (г. Москва, 2007 г.)

Публикации

По материалам диссертации опубликовано 40 работ,  в том числе
11 работ в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ для опубликования основных научных результатов диссертации на соискание ученой степени доктора наук.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 248 наименований, 7 приложений. Изложена на 395 страницах машинописного текста, содержит 74 рисунка, 55 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи исследований, показаны научная новизна и практическая ценность работы.

В первой главе проведен анализ методов обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов. В последние годы в связи с длительным сроком службы ряда магистральных нефтепроводов, функционированием их в напряженном эксплуатационном режиме из-за роста объемов перекачки нефти, а также сооружением в сложных инженерно-геологических условиях новых мощных МН, работающих при повышенном давлении, обострились проблемы обеспечения надежности и безопасной работы МН, защиты окружающей среды. В этой связи наметились новые направления в решении проблемы обеспечения надежности МН, появилась необходимость в их анализе, обобщении и развитии.

Анализ показал, что наиболее перспективным направлением решения проблемы представляется создание организационно-технологической системы обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов, охватывающей все этапы жизненного цикла объектов: предпроектную стадию, проектирование, строительство, эксплуатацию.

Безотказная работа трубопроводов в значительной степени определяется уровнем заданных проектом технических решений, качеством материалов, изделий и технологического оборудования, используемых при строительстве. Проведенный анализ свидетельствует о необходимости совершенствования методологии применения типового проектирования, организации  проектных работ и разработки унифицированных требований к материалам, изделиям и оборудованию.

Особое место отводится экологической безопасности нефтепроводов и составляющих их объектов, поскольку перекачиваемые продукты вредны для окружающей среды, химически агрессивны и огнеопасны. Следовательно, важным условием, при котором нефтепровод в целом и отдельные его технологические объекты могут считаться исправными, является обеспечение экологической безопасности. Современные высокие требования к экологической безопасности определяют необходимость поиска новых решений.

Магистральные нефтепроводы являются сложными техническими сооружениями, состоящими из множества деталей, изделий, оборудования и систем. Поддержание надежности МН при эксплуатации на требуемом уровне приводит к повышению затрат. С целью снижения этих затрат важными являются на стадии проектирования определение соответствия показателей надежности МН установленным требованиям и выявление факторов, вносящих наибольший вклад в количественные показатели надежности объектов МН.

В решении проблемы обеспечения надежности МН особое место занимают диагностика и оценка технического состояния. Увеличение сроков эксплуатации МН требует дальнейшего совершенствования выполнения указанных работ на основе использования современных методов и средств.

В настоящее время основными факторами, влияющими на надежность эксплуатации магистральных трубопроводов, являются возникновение и развитие повреждений, рост числа дефектов в процессе эксплуатации. Проведенный анализ показал, что многие из используемых в настоящее время нормативно-методических документов по расчету трубопроводов на прочность имеют ограниченную область применения. В частности, СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы» регламентируют расчет трубопроводов на прочность и устойчивость при рабочих давлениях только до 10,0 МПа; не рассматривают сейсмические воздействия свыше 10 баллов; не регламентируют прокладку при наличии многолетнемерзлых грунтов, карстов, на просадочных и слабонесущих грунтах. Требуется также разработка новых методов расчета на прочность и долговечность труб с различными дефектами.

Необходимость совершенствования методов и средств системного обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов требует постоянного развития методологии формирования отраслевого информационного фонда. Поэтому необходимо рассмотрение вопросов разработки и создания баз данных (БД) нормативных документов (НД).

На основе проведенного всестороннего анализа разработана структура организационно-технологической системы обеспечения надежности МН, которая включает анализ надежности действующих МН, обеспечение показателей надежности на стадии проектирования, техническое диагностирование и оценку технического состояния объектов МН, расчет на прочность и долговечность труб с учетом фактической дефектности и формирование отраслевого информационного фонда.

Вторая глава посвящена совершенствованию методов обеспечения надежности и безопасности магистральных нефтепроводов на стадии проектирования.

Надежность и безопасность магистральных нефтепроводов, в первую очередь, зависят от качества проектирования. Качество проектирования, в свою очередь, зависит от многих факторов. В диссертационной работе изложены наиболее важные из них: требования к типовому проектированию, метод организации проектных работ при создании магистральных нефтепроводов нового поколения, включая экспертизу проектно-сметной документации (ПСД), унифицированные требования к материальным ресурсам как элементам магистрального нефтепровода, меры по обеспечению прочности трубопроводов и экологической безопасности МН.

Применение типового проектирования в строительстве вообще и при строительстве магистральных трубопроводов в частности является хорошо известным и апробированным способом организации проектных работ. Как правило, целью применения типового проектирования являлись сокращение трудозатрат на выполнение проектных работ и обеспечение унификации проектов за счет применения ранее хорошо отработанных на практике конструктивных и технологических решений.

Однако необходимость в освоении новых нефтяных месторождений, расположенных в сложных природно-климатических условиях на большом удалении от мест переработки и перевалки нефти, потребовала создания нефтепроводов нового поколения, характеризующихся значительной протяженностью и высокими рабочими давлениями.

Создание нефтепроводов нового поколения потребовало разработки новых уникальных технических решений:

    • применение для линейной части нефтепроводов труб классов прочности К60-К70 с толщиной стенок до 29 мм;
    • применение труб с повышенной трещиностойкостью для линейной части нефтепроводов и обвязок насосно-перекачивающих станций (НПС), расположенных в зонах с сейсмической активностью более 8 баллов;
    • применение регулируемого привода магистральных насосных агрегатов;
    • исключение резервуарных парков на промежуточных насосно-перекачивающих станциях за счет работы нефтепроводов по схеме «из насоса в насос»;
    • автоматизированное управление нефтепроводом как единым технологическим объектом;
    • применение предупреждающих, защитных и локализующих технических решений, снижающих потенциальные воздействия нефтепровода на окружающую среду;
    • применение специальных схем прокладки нефтепроводов на участках со сложными инженерно-геологическими условиями.

В связи с высокой стоимостью объектов нового класса инвесторами с целью сокращения сроков окупаемости финансовых вложений предъявляются очень жесткие требования к срокам проектирования и строительства нефтепроводов. Вместе с тем применение ранее отработанных типовых проектных решений в связи с уникальностью объектов нового класса не представляется возможным.

Сокращение сроков проектирования нефтепроводов нового класса возможно за счет рациональной организации технологического процесса выполнения проектных работ большим количеством субподрядных проектных организаций, работающих по единым техническим решениям и правилам, формируемым генеральной проектной организацией. Обеспечение генеральной проектной организацией единства технической политики при сжатых сроках выполнения проектных работ стало возможным за счет внедрения новых подходов к организации проектирования магистральных нефтепроводов, основанных на методологии типового проектирования уникальных объектов нового класса.

Разработанная организационная схема проектирования магистральных нефтепроводов нового класса включает ряд последовательно реализуемых стадий:

  1. Разработка типового проектного решения.
  2. Разработка типового технического решения.
  3. Разработка типового проекта.
  4. Привязка типового проекта к конкретному участку нефтепровода.
  5. Экспертиза раздела проекта на соответствие типовому проекту.

С методологической точки зрения типовое проектное решение представляет собой техническое задание на разработку типового проекта. Типовое техническое решение определяет нормативно-техническую базу и задает технический уровень типового проекта.

Типовой проект, выполненный в соответствии с типовым проектным решением и на основе типовых технических решений, является стандартом предприятия генподрядной проектной организации, обязательным для применения (привязки) всеми субподрядными проектными организациями при разработке ими проектно-сметной документации конкретного магистрального нефтепровода нового класса.

Экспертиза разработанной проектной организацией проектно-сметной документации на соответствие типовому проекту является важнейшим этапом процесса выпуска  и передачи ПСД «в производство работ». Экспертизу ПСД проводит генеральная проектная организация после завершения разработки разделов ПСД субподрядными проектными организациями. Экспертиза проводится в два этапа.

Первый этап – методологическая экспертиза.

Второй этап – техническая экспертиза. 

Методологическая экспертиза проводится в целях:

  • обеспечения унификации составов проектной документации;
  • обеспечения единого методологического подхода к оформлению спецификаций оборудования и материалов, рабочих чертежей, пояснительных записок;
  • обеспечения единого методологического подхода к расчету стоимости строительно-монтажных работ и порядку разработки локальных, объектных смет, формирования сводного сметно-финансового расчета;
  • учета, систематизации, анализа замечаний к ПСД, разработки корректирующих и предупреждающих действий;
  • обеспечения соответствия содержания и оформления проектной документации требованиям федеральных нормативных документов, дополнительным требованиям и регламентам Заказчика.

Техническая экспертиза проводится в целях обеспечения соответствия проектной документации:

    • типовому проекту, утвержденному Заказчиком;
    • общим и специальным техническим требованиям, принятым Заказчиком;
    • обоснованиям отступлений проектных решений от типовых проектов и технических требований Заказчика.

В ходе проведения технической экспертизы выделяются несколько групп показателей, по которым оценивается соответствие или обоснование отступлений от типовых решений:

    • конструктивные параметры;
    • показатели, характеризующие физико-механические свойства;
    • показатели, характеризующие качество изготовления комплектующих изделий;
    • эксплуатационные параметры.

На основе анализа и обобщения многолетнего опыта проектирования, сооружения и эксплуатации магистральных нефтепроводов, изучения причин аварий и повреждений была составлена структура технических требований. Были установлены количественные значения параметров технических требований, влияющих на показатели надежности, для материальных ресурсов, включая трубы, насосы, соединительные детали, трубопроводную арматуру, антикоррозионные покрытия и т.п.

Так, для труб, предназначенных для линейной части магистральных нефтепроводов, в целях типизации технических требований, определяющих показатели безотказности и долговечности, выделены три группы качества:

    • трубы обычного исполнения;
    • трубы в хладостойком исполнении;
    • трубы повышенной эксплуатационной надежности. 

В качестве основных показателей, влияющих на безотказность и долговечность труб для магистральных нефтепроводов в условиях их циклического нагружения, по итогам проведенных испытаний определены эквивалент углерода СЭ, параметр стойкости против растрескивания Рст, металлургическое качество металла труб, оцениваемое по показателям загрязненности неметаллическими включениями, структурной зернистости и полосчатости структуры металла.

В результате проведенных металлографических исследований, стендовых и натурных испытаний труб производства российских и зарубежных трубных заводов предложены количественные значения указанных показателей.

Таблица 1 - Количественные значения основных показателей,

  характеризующих различные уровни качества труб

Параметры

Требования, соответствующие трем уровням качества труб

обычного

исполнения

хладостойкого

исполнения

повышенной

эксплуатационной надежности

Химический

состав, %, не более

С *

Si

Mn

S *

P

Nb

V

N

Ti

0,180…0,200

0,600

1,700

0,015…0,020

0,020

0,080

0,080

0,012

0,040

0,140

0,600

1,850

0,010

0,015

0,080

0,080

0,010

0,040

0,070

0,350

1,600

0,005

0,007

0,080

0,080

0,007

0,040

СЭ (не более)

0,43

0,43

0,38

Рст (не более)

0,24

0,24

0,20

Неметаллические включения, в баллах, не более

сульфиды

оксиды

силикаты

3,0

3,0

3,0

2,5

2,5

2,5

(по среднему

баллу)

1,0

2,0

2,0

Показатели структуры:

строчечность

полосчатость

величина зерна

4…5 баллов

3 баллов

7 баллов

4…5 баллов

3 баллов

8 баллов

4…5 баллов

2 баллов

9 баллов

* Примечание - Меньшие значения соответствуют низколегированной стали, большие значения – углеродистой.

Поскольку высокопрочные трубы классов прочности К60, К70 для нефтепроводов нового поколения имеют мелкозернистую ферритно-бейнитную структуру с ферритной матрицей, преимущественно из смеси полигонального и игольчатого феррита 10-13 номера, оценка структурной полосчатости по ГОСТ 5640-68 оказалась невозможной. ГОСТ 5640-68 позволяет проводить оценку полосчатости структуры металла из сталей ферритно-перлитного класса с величиной зерна феррита не выше 8-9 номера. В связи с этим были разработаны и применены методика оценки структурной полосчатости низколегированных трубных сталей с помощью эталонных шкал и методика количественной оценки с помощью автоматического анализа изображений.

На рисунке 1 показаны примеры микроструктур основного металла труб обычного исполнения классов прочности К48-К52 и труб повышенной эксплуатационной надежности классов прочности К60-К70, изготовленных по разработанным техническим требованиям. 

а) трубы обычного исполнения                        б) трубы повышенной

  эксплуатационной надежности

Рисунок 1 - Примеры микроструктур

Для труб повышенной эксплуатационной надежности одним из важных показателей, помимо абсолютных значений показателей структурной зернистости, является разброс этих значений.  На рисунке 2 приведены гистограммы разброса значений размера зерна для труб обычного исполнения и труб повышенной эксплуатационной надежности.

 

а) трубы обычного исполнения  б) трубы повышенной эксплуатационной

(среднеквадратическое отклонение σ = 1,31)  надежности (σ = 0,77)

Рисунок 2 - Гистограммы разброса значений размера зерна

При проектировании нефтепроводов нового поколения, предназначенных для эксплуатации в сложных природных условиях (например при пересеченном рельефе местности), закладывается большое количество криволинейных участков, расположенных в различных плоскостях.

В связи с высокой изгибной жесткостью труб, обусловленной большими диаметрами и значительными толщинами стенок, возможность использования холодного гнутья труб непосредственно на трассе при изготовлении гнутых отводов ограничена. Поэтому больший удельный вес приходится на отводы горячего гнутья заводского изготовления.

Особенностью напряженно-деформированного состояния криволинейных участков эксплуатируемых нефтепроводов являются их продольные и поперечные перемещения под действием положительного температурного перепада и внутреннего давления. Наибольшие перемещения трубопровода происходят на выпуклых участках рельефа. Увеличение температурного перепада и внутреннего давления приводит к росту перемещений трубопровода. СНиП 2.05.06-85* при проверке прочности подземных трубопроводов требует определения максимальных суммарных продольных напряжений от всех нагрузок и воздействий с учетом поперечных и продольных перемещений трубопровода. Однако до последнего времени нормативные документы, основанные на методиках определения продольных напряжений на криволинейных участках подземного трубопровода в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85* и включающие рекомендации по выбору конструктивных решений на стадии проектирования, отсутствовали.

На основе результатов проведенного исследования разработана методика расчета продольных напряжений с учетом поперечных и продольных перемещений трубопровода, возникающих под действием температурного перепада и внутреннего давления. Разработанная методика нашла отражение в руководящем документе «Типовые решения по выбору конструкций криволинейных участков подземных нефтепроводов».

В документе приведены вертикальные углы поворота трубопроводов на выпуклых криволинейных участках, конструктивно выполняемых отводами горячего гнутья и холодногнутыми отводами с прямой вставкой между ними и упругим изгибом трубопровода. Даны оптимальные длины прямых вставок между гнутыми отводами, при которых обеспечиваются минимальные продольные напряжения для заданных нагрузок и воздействий.

В соответствии с разработанной методикой максимальные суммарные продольные напряжения , продольное усилие N и изгибающий момент М определяются по формулам:

- при конструктивном выполнении углов поворота отводами заводского изготовления:

,                                              (1)

,                                              (2)

;                                        (3)

- при конструктивном выполнении углов поворота упругим изгибом:

,                                (4)

,                                              (5)

,                                              (6)

где v - коэффициент Пуассона материала труб;

- кольцевое напряжение в стенке трубы;

W - момент сопротивления поперечного сечения трубопровода;

F - площадь поперечного сечения трубы;

Е - модуль упругости металла трубы;

Dн - наружный диаметр трубы;

- радиус упругого изгиба оси трубопровода;

J - момент инерции сечения трубопровода;

- угол поворота трубопровода;

q – сопротивление вертикальным поперечным перемещениям трубопровода;

А0 - амплитуда начального упругого изгиба трубопровода при его укладке по рельефу дна траншеи (А0 совместно с длиной волны начального упругого изгиба и радиусом составляют параметры укладки трубопровода при его сооружении);

- безразмерный параметр сжимающего усилия, определяемый в зависимости от температурного перепада, внутреннего давления, продольных и поперечных перемещений трубопровода, конструкций угла поворота;

- безразмерный параметр изгибающего момента, определяемый в зависимости от тех же величин, что и параметр .

Для вычисления параметров  и получены расчетные формулы, которые приведены в указанном выше руководящем документе.

Проверка прочности трубопровода проводится в соответствии с СНиП 2.05.06-85*.

На рисунках 3 - 6 представлены результаты расчета трубопровода наружным диаметром 1220 мм и толщиной стенки 20 мм.

Как видно из рисунка 3, увеличение угла поворота трубопровода и температурного перепада приводит к существенному росту суммарных продольных напряжений. Сравнение результатов расчета по рисункам 3 и 4 показывает, что разбивка одного угла на два с использованием между гнутыми отводами прямой вставки позволяет существенно снизить напряжения в трубопроводе.

Расчеты показали, что для каждого конкретного случая имеется оптимальная длина прямой вставки, при которой суммарные продольные напряжения минимальны. Полученные аналитические зависимости позволяют путем расчета найти оптимальную длину вставки.

На рисунке 5 приведены графики зависимости оптимальной длины вставки от значений угла поворота и температурного перепада.

На рисунке 6 даны графики зависимости продольных напряжений в трубопроводе на упругоизогнутых участках от температурного перепада и амплитуды А0 начального упругого изгиба при укладке по рельефу местности. Увеличение температурного перепада и амплитуды начального упругого изгиба приводит к росту продольных напряжений. Анализ показал, что наиболее существенное влияние на возникающие при эксплуатации дополнительные продольные напряжения оказывает радиус упругого изгиба трубопровода по рельефу местности. Как видно из приведенных данных, выполнение требований СНиП 2.05.06-85* в части допустимого минимального радиуса упругого изгиба оси трубопровода в ряде случаев не обеспечивает условия прочности. В этих случаях следует выполнить проверочный расчет по предлагаемой методике и из условия прочности определить допустимый минимальный радиус упругого изгиба трубопровода.

Рисунок 3 – Графики зависимости σ от 2φ при различных значениях Δt и радиусов изгиба отвода

  1, 2 – крутоизогнутый отвод;

  3, 4 – холодногнутый отвод

1 – холодногнутый отвод; 

2 – два холодногнутых отвода

  с прямой  вставкой оптимальной

  длины между ними

Рисунок 4 – Графики зависимости σ от 2φ при различных конструктивных выполнениях угла поворота трубопровода

Одним из технических решений, позволяющих снизить объем разлившейся нефти и ущерб окружающей среде, является размещение на линейной части магистральных трубопроводов запорной арматуры, ограничивающей самотечно опорожняемый участок при повреждении трубопровода. Эффективность использования запорной арматуры для снижения объема выхода нефти из трубопровода зависит от координат ее размещения по трассе.

Рисунок 5 – Графики зависимости оптимальной длины прямой вставки 2bопт от значений угла поворота 2φ при различных температурных перепадах Δt

Рисунок 6 – Графики зависимости σ от t при = 1000Dн и различных значениях А0 (категория III, класс прочности стали К60)

СНиП 2.05.06-85* регламентирует установку запорной арматуры на магистральных нефтепроводах без учета продольного  и поперечного профилей местности, по которой прокладывается нефтепровод. Известная методика ГУП «ИПТЭР» по оптимальному размещению арматуры на магистральных нефтепродуктопроводах направлена на уменьшение среднего самотечного стока продукта при авариях. Вместе с тем при равных объемах выхода нефти в окружающую среду ущерб от аварии будет различным в зависимости от «уязвимости» участков к загрязнению.

В диссертации предложена методика оптимального размещения запорной арматуры на линейной части магистральных нефтепроводов, где за критерий оптимальности принят минимальный экологический ущерб окружающей среде.

Проведенные расчеты показали, что при оптимальном размещении запорной арматуры на линейной части магистрального нефтепровода по критерию экологического ущерба возможный экологический ущерб примерно на 37 % меньше по сравнению с расчетами по критерию минимального объема стока.

Третья глава посвящена разработке методики вероятностного анализа безопасности проектных решений.

В законе «О техническом регулировании», введенном в действие в июле 2003 г. использовано понятие риска. В соответствии со ст. 2 этого закона риск – вероятность причинения вреда жизни или здоровью граждан, имуществу физических или юридических лиц, государственному или муниципальному имуществу, окружающей среде, жизни или здоровью животных и растений с учетом тяжести этого вреда.

Понятие риска переводит безопасность в разряд измеряемых категорий. Общегосударственные нормативные документы практически всех промышленно развитых стран, в том числе и России, предписывают необходимость проведения анализа риска, но не определяют методы анализа, оставляя за эксплуатирующими организациями право создания собственных нормативов, которые должны учитывать требования общегосударственных стандартов.

Решение проблемы повышения безопасности МН предлагается осуществить посредством:

  • формулировки количественных критериев (уровней) показателей безопасности;
  • анализа, оценки и подтверждения соответствия характеристик МН установленным (нормативным) значениям уровней показателей безопасности с использованием вероятностных методов, учитывающих свойства объектов МН, влияние человеческого фактора, а также тенденций изменения безопасности на протяжении жизненного цикла МН.

В России количественный метод оценки риска с привлечением вероятностных подходов в наиболее развитом виде нашел применение в атомной энергетике и известен как ВАБ – вероятностный анализ безопасности. Метод рассматривает все возможные случаи аварии при какой-либо деятельности и оценивает вероятность (частоту) каждого такого события и связанные с ним последствия.

ВАБ является системным подходом к выполнению расчетного анализа событий, непосредственно связанных с безопасностью потенциально опасных объектов при их проектировании, сооружении и эксплуатации (т.е. на всех этапах их жизненного цикла с учетом действий персонала). ВАБ апробирован на объектах атомной энергетики, и его использование представляется перспективным при оценке безопасности МН.

Суть методологии ВАБ применительно к МН на стадии проектирования формулируется следующим образом:

  • выявление исходных событий и коренных причин аварий на объектах МН (на основе анализа статистики аварий и тяжести их последствий);
  • моделирование сценариев развития аварий с учетом работы систем предотвращения аварий (систем безопасности), предусмотренных проектом, и действий персонала;
  • определение «узких мест» и внесение предложений в части организационно-технических мероприятий, препятствующих неблагоприятному развитию аварийных ситуаций.

Концепция применения методологии ВАБ, определяющая общую стратегию обеспечения безопасности в отрасли магистрального нефтепроводного транспорта, основные принципы и решаемые в ее рамках задачи, включают:

  • признание невозможности полного устранения риска;
  • рассмотрение МН как сложной технической системы, обладающей многоуровневой защитой от аварий;
  • проведение классификации по безопасности участков и объектов МН;
  • предъявление дифференцированных требований к показателям в зависимости от класса безопасности;
  • анализ гипотетических сценариев развития аварии (аварийных последовательностей);
  • расчет вероятностей их реализации и оценка риска.

Стратегической целью ВАБ является обеспечение социально приемлемого уровня риска от коммерческого использования МН за счет комплексной системы организационно-технических мероприятий в условиях ограничения технических и финансовых ресурсов.

Результатом ВАБ МН на стадии проектирования являются предложения и рекомендации, реализуемые на последующих стадиях жизненного цикла МН, которые включают:

  • внесение изменений в конструкцию и алгоритмы функционирования объекта, направленных на снижение вероятности выявленных отказов до приемлемого уровня или на повышение устойчивости функционирования объекта в случае их возникновения, или на введение защиты от наиболее тяжелых последствий отказов;
  • замену применяемых материалов и комплектующих изделий;
  • введение дополнительных средств контроля, диагностирования и индикации отказов, регламентов проверки технического состояния и технического обслуживания объектов в эксплуатации;
  • введение в технологию строительства объекта специальных мер по предупреждению, выявлению и устранению дефектов «критичных» элементов (повышение стабильности техпроцессов, введение дополнительных контрольных процедур, ужесточение программ отбраковки скрытых дефектов и т.д.);
  • внесение в инструкции по эксплуатации соответствующих правил поведения обслуживающего персонала при возникновении критических или катастрофических отказов, направленных на минимизацию их последствий.

Для достижения сформулированной цели ВАБ нефтепроводы предлагается классифицировать по следующим классам  безопасности.

  • Низкий класс безопасности, где отказ подразумевает возникновение несущественного риска нанесения ущерба жизни и здоровью людей и незначительные экологические или экономические последствия.
  • Нормальный класс безопасности, где в случае отказа риск нанесения ущерба жизни и здоровью людей невысок, но возможен значительный ущерб природной среде или заметные экономические или политические последствия.
  • Высокий класс безопасности, где отказ связан с риском причинения ущерба жизни и здоровью людей, значительным ущербом природной среде или очень значительными экономическими или политическими последствиями.
  • Очень высокий класс безопасности, где отказ связан с высоким риском причинения ущерба жизни и здоровью людей, значительным ущербом природной среде или очень значительными экономическими или политическими последствиями.

Класс по безопасности присваивается как трубопроводу в целом, так и отдельным его участкам.

В зависимости от назначенного класса безопасности нефтепровода определяется допустимое (нормируемое) значение вероятности отказов:

, (7)

где k – показатель, зависящий от класса безопасности (10-3…10-6);

n – показатель, характеризующий опасность перекачиваемого продукта;

– коэффициент интенсивности отказов, уточняемый по статистическим данным и характеризующий технический уровень оцениваемого нефтепровода;

р – численное значение фактического рабочего давления в нефтепроводе (на участке) в атм.;

D – численное значение номинального диаметра трубопровода (участка) в метрах.

Для формирования допустимого количественного значения риска  введены понятия проектной и запроектной аварий.

Проектная авария – авария, для которой проектом определены исходные и конечные состояния, а также предусмотрены системы безопасности, обеспечивающие ограничение последствий аварии установленными пределами.

Запроектная авария – авария, вызываемая не учитываемыми для проектных аварий исходными состояниями и сопровождающаяся дополнительными по сравнению с проектными авариями отказами систем безопасности и ошибочными действиями персонала, приводящими к тяжелым последствиям.

В результате обобщения отечественного и зарубежного опыта эксплуатации нефтепроводных систем предложены следующие значения допустимых (нормируемых) количественных показателей:

  • проектные аварии –  аварии, которые могут произойти с частотой до уровня 10-4 1/(км год);
  • запроектные аварии – аварии, которые могут произойти с частотой от 10-4 до 10-8 1/(км год);
  • аварии с вероятностью менее 10-8 1/(км год) относятся к области практически невероятных событий.

В результате проведенных расчетов предложена система предупреждающих, защитных и локализующих технических решений и организационно-технических мероприятий, позволяющих повысить безопасность и снизить риск возникновения аварий на магистральных нефтепроводах.

Предложенный подход к оценке безопасности был применен при проектировании нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО) на участке его прохождения вдоль озера Байкал.

а - без применения дополнительных технических решений;

б - с применением дополнительных технических решений

Рисунок 7 - Распределение частоты аварий  по трассе нефтепровода

На рисунке 7 показаны результаты расчета частоты аварий, выполненного по методологии вероятностного анализа безопасности для участка нефтепровода, проложенного по территории с повышенной сейсмической активностью, с применением и без применения дополнительных технических решений. В данном примере в качестве дополнительных технических решений применены трубы повышенной эксплуатационной надежности, повышена категорийность участков при проектировании, реализован мониторинг технического состояния стенок труб.

Из приведенных данных видно, что применение дополнительных технических решений позволяет достигнуть таких значений вероятностей возможных аварий, которые позволяют отнести их к категории запроектных.

В четвертой главе на основе анализа современных методов и средств технической диагностики МН изложены основные подходы по усовершенствованию диагностики и оценки технического состояния. В зависимости от этапа жизненного цикла нефтепроводов различают техническое диагностирование МН, законченных строительством; нефтепроводов, находящихся в эксплуатации; нефтепроводов, находящихся в состоянии консервации или режиме содержания в безопасном состоянии. В зависимости от указанной классификации предложены различные виды технического диагностирования нефтепроводов.

На магистральных нефтепроводах, законченных строительством, применяются внутритрубная диагностика (ВТД) (профилеметрия и дефектоскопия) и электрометрическая диагностика (контроль изоляции методом катодной поляризации) линейной части и переходов через естественные и искусственные преграды, включая подводные переходы (послестроительная диагностика).

На магистральных нефтепроводах, находящихся в эксплуатации, применяются внутритрубная диагностика (профилеметрия и дефектоскопия) линейной части и переходов через естественные и искусственные преграды; наружная диагностика методами неразрушающего контроля камер пуска и приема средств очистки и диагностики (КПП СОД), соединительных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций, емкостей сбора нефти с КПП СОД; акустико-эмиссионный контроль участков и элементов линейной части и подводных переходов, на которых в силу их конструктивных особенностей внутритрубная диагностика неосуществима; измерение глубины залегания нефтепровода и определение планового положения его конструктивных элементов; электрометрическая диагностика линейной части.

На магистральных нефтепроводах, находящихся в состоянии консервации или режиме содержания в безопасном состоянии, используются электрометрическая диагностика; измерение глубины залегания нефтепровода и измерение отклонений осей КПП СОД от проектных значений, планового положения и просадки емкостей сбора нефти с КПП СОД.

Планирование интервалов между диагностическими обследованиями существенно влияет на показатели безопасности эксплуатируемого нефтепровода.

В этой связи для линейной части нефтепроводов предложена методика интегральной оценки работоспособности участка в целом, учитывающая его текущее и прогнозное техническое состояние.  В основу методики положена  оценка рисков, учитывающая параметры трубопровода (геометрические параметры трубопровода, труб и сварных соединений, свойства материалов, дефектность, наличие остаточных напряжений и деформаций), условия эксплуатации (режимы нагружения и воздействия внешней среды), уязвимость участков, по которым проложен трубопровод, параметры транспортируемого продукта, механизмы и скорости развития дефектов, погрешности диагностических обследований.

В соответствии с предложенной методикой прогнозная кинетика изменения параметров трубопровода и условий эксплуатации участка трубопровода отражается функциями интенсивности социальных λRN(t), экологических λRO(t) и технико-экономических λRT(t) рисков.

Наименьший срок, при котором расчетная интенсивность риска становится равной допустимой величине социальных, экологических или технико-экономических рисков (λR = [λR]), определяет срок безопасной эксплуатации участка, в течение которого должны быть проведены диагностические или компенсирующие мероприятия на участке трубопровода.

Предельно допустимые уровни социальных и экологических рисков регламентируются общими и специальными техническими регламентами. Предельно допустимые уровни социальных и экологических рисков являются ограничениями, а приемлемый, с точки зрения эксплуатирующей организации, уровень технико-экономических рисков рассчитывается по методологии вероятностного анализа безопасности с учетом затрат на техническое обслуживание и определяет целевую функцию, которую необходимо минимизировать. Таким образом, допустимые величины рисков являются факторами технико-экономическими (по аналогии с допускаемыми напряжениями при всех видах расчетов на прочность и несущую способность).

Технико-экономический риск RT (как функция времени t) зависит от выбранной программы ремонтно-восстановительных работ, определяемой набором затрат Зр на ремонтные работы.

В технико-экономических рисках находит свое отражение экономический ущерб, имеющий следующую структуру:

- полные финансовые потери эксплуатирующей организации (вышедшее из строя оборудование и потери перекачиваемого продукта);

- расходы на мероприятия по ликвидации последствий аварии;

- социально-экономические затраты, связанные с травмированием и гибелью людей (компенсационные выплаты);

- экологический ущерб (сумма ущербов от различных видов вредного воздействия на объекты окружающей природной среды);

- косвенный ущерб (убытки простоя производства, неустойки, штрафы и пени);

- потери государства от выбытия трудовых ресурсов (исходя из национального / регионального дохода по отрасли с учетом средней заработной платы на предприятии).

По результатам проведения диагностических обследований проводится корректировка расчетных параметров трубопровода и уровней интенсивностей риска λR(t), что влечет за собой уточнение программ диагностики и ремонта трубопровода.

Программы диагностики и ремонта определяются сроками, методами и объемами (Зд и Зр) диагностических и ремонтных работ. Частое проведение диагностики, равно как и увеличение объемов ремонтных работ вплоть до устранения всех выявленных дефектов, уменьшает ожидаемый риск, но приводит к увеличению эксплуатационных затрат, а продление междиагностических периодов связано с ростом рисков.

Предложенная методика позволяет экономически обосновать программу диагностики и ремонта, оптимизирующую суммарные затраты З(t) за период времени t. Задача состоит в поиске минимума функции удельных затрат при соблюдении ограничений по уровням социальной и экологической безопасности (λRN < [λRN], λRO < [λRO]).

Реализация данной методики позволяет определить время, соответствующее минимуму функции , которое задает оптимальный срок следующей диагностики (рисунок 8).

В результате проведенного исследования установлено, что оптимальные сроки, объемы и методы диагностики и ремонта существенным образом зависят от параметров трубопровода, условий эксплуатации, уязвимости участков, по которым проложен трубопровод, характеристик транспортируемого продукта, механизмов и скорости развития дефектов, погрешностей диагностических обследований.

Рисунок 8 - Определение оптимального срока диагностики

магистрального нефтепровода

В этой связи, в отличие от существующих подходов к назначению сроков с фиксированной периодичностью, оптимальные программы диагностики и ремонта должны быть индивидуальны для нефтепровода в целом и каждого его участка в отдельности. Предложенная методика позволяет осуществить формирование оптимальной программы диагностики и ремонта с учетом ожидаемых социальных, экологических и технико-экономических рисков и затрат на ремонтные работы, проводимые в междиагностический период.

Пятая глава посвящена исследованию и разработке методов расчета трубопроводов на прочность и долговечность с учетом фактического уровня дефектности.

В основу методик расчета на прочность и долговечность труб с учетом фактического уровня дефектности положены результаты экспериментальных исследований прочности и долговечности натурных образцов труб с естественными и искусственными дефектами типа «риска», «трещина», «потеря металла». В качестве исходных данных для расчета используются механические характеристики металла труб и сварных соединений эксплуатируемых магистральных нефтепроводов, определенные по результатам испытаний стандартных и специальных образцов на статическое растяжение, малоцикловую усталость, ударный изгиб, статическую и циклическую трещиностойкость, а также результаты исследований структурного состояния основного металла и металла сварных соединений.

Теоретическую базу и методологию оценки работоспособности трубопроводов с дефектами составляют:

  • единый метод расчета конструкций с дефектами на прочность и долговечность, использующий энергетические критерии прочности и устойчивости, а также деформационные критерии механики разрушения;
  • упругопластические решения по определению напряженно-деформированного состояния поврежденной трубы при различных нагрузках;
  • положения нормативно-технических и методических документов, определяющих порядок расчетов прочности и долговечности, выбор показателей надежности конструкций с дефектами, выявленными в результате диагностических обследований;
  • система коэффициентов запаса, учитывающая последствия отказа, а также разброс значений по свойствам металла, по погрешности определения размеров дефектов при диагностических обследованиях, по значениям прогнозируемых скоростей роста дефектов.

Разработанные методы предназначены для расчетов на прочность и долговечность труб, классификации дефектов по степени опасности, определения предельных рабочих давлений и предельных сроков устранения дефектов по результатам диагностики магистральных и технологических нефтепроводов при оценке их работоспособности.

Анализ основных положений и области применения существующих нормативно-методических документов позволил сформулировать основные требования к разрабатываемым методикам расчета труб и сварных соединений с дефектами на прочность и долговечность. В качестве исходных данных для расчета используются реальные значения внешних нагрузок, фактические свойства металла труб и сварных соединений, результаты комплексной диагностики по выявлению формы, размеров и расположению дефектов.

В работе предложен общий методологический подход к расчету. Разработанный метод расчета на прочность и долговечность труб и сварных соединений с дефектами позволяет определять предельное (разрушающее) давление (расчет на прочность) в зависимости от срока эксплуатации с учетом деградации свойств металла, накопления повреждений, кинетики развития дефектов (расчет на долговечность). В качестве предельных состояний принимаются условия достижения предельной прочности и предельной пластичности.

Условие предельной прочности формулируется как

,                                (8)

где εi – интенсивность деформаций; ε0 – объемная деформация; εiu и ε0u – соответственно предельная интенсивность деформаций и предельная объемная деформация; φε – угол подобия девиатора деформаций.

Условие предельной пластичности формулируется как

,                                        (9)

где и – соответственно разрушающая интенсивность деформаций и разрушающая объемная деформация.

Долговечность при циклическом нагружении определяется с учетом кинетических уравнений, описывающих изменение разрушающих деформаций и в зависимости от числа циклов N.

Число циклов нагружения участка за год принимается равным величине наибольшей (за три последних года) приведенной годовой цикличности нагружения, определенной по числу включений и технологических переключений насосных агрегатов.

По степени локализации указанные предельные состояния разделяют на общие и местные (локальные). Общие предельные состояния достигаются при действии на трубу экстремальных нагрузок, не предусмотренных проектом, и охватывают большие объемы металла. Примером достижения общего предельного состояния может служить образование гофра, когда достигается предельная несущая способность трубы при изгибе. При этом металл стенки трубы может сохранять сплошность. Местные (локальные) предельные состояния возникают в стенке (нетто-сечении) трубы с дефектом, который приводит к перераспределению силовых потоков в стенке, увеличению местных напряжений и деформаций (возникновению концентрации напряжений).

Долговечность трубы с растущим дефектом, например типа «потеря металла», определяется наступлением локального предельного состояния по критерию предельной прочности. Достижение предельной прочности в случае «острого» трещиноподобного дефекта сопровождается большой пластической деформацией в области вершины трещины. Дальнейшее повышение нагрузки приводит к исчерпанию запаса пластичности металла в области вершины трещины и к началу ее распространения.

При переменных нагрузках накопление поврежденности в области вершины трещиноподобного дефекта приводит к росту трещины по механизму усталости. Скорость роста усталостной трещины vуст (мм за цикл) определяется чувствительностью материала к воздействию переменных нагрузок и их интенсивностью:

,                         (10)

где    определяется из условия: 

  ,  (11)

                          (12)

Здесь  и – разрушающая объемная деформация и разрушающая интенсивность деформации соответственно. Приращения Δεi и Δε0 – суть размах соответствующих значений εi и ε0 при усталостном нагружении. Значение определяется по результатам стандартных испытаний на усталость, а значение (мм) – по результатам специальных испытаний на статическую трещиностойкость.

Исходными данными для расчета на прочность участка нефтепровода с дефектами являются геометрия и размеры рассматриваемого участка; тип, размеры и расположение дефектов; условия возникновения и развития дефектов и их сочетаний; свойства металла труб и сварных соединений с учетом изменения в процессе изготовления, строительства и эксплуатации нефтепровода; внешние нагрузки и воздействия; собственные (остаточные) напряжения и деформации, возникающие при изготовлении труб, строительстве и эксплуатации нефтепровода.

В расчетных формулах размер дефекта, определенный по результатам диагностического обследования, увеличивают на величину поправки, устанавливаемой в зависимости от вида диагностического обследования и паспортных данных диагностического оборудования. При расчете также используется коэффициент запаса по предельной прочности трубы kтр, учитывающий рассеяние механических свойств металла и зависящий от марки стали и категории участка нефтепровода, по СНиП 2.05.06-85*. Для обоснования коэффициента запаса по предельной прочности трубы использованы экспериментальные данные, полученные по результатам стендовых испытаний, а также по результатам испытаний стандартных и специальных образцов; требования нормативных документов к обеспечению надежности магистральных трубопроводов. В общей сложности проведен анализ результатов испытаний более 900 стандартных и специальных образцов.

Возможное превышение рабочего давления относительно проектного давления pпроект (в зависимости от коэффициента надежности n) учитывается поправкой Δp. В расчете также учитываются коэффициенты запаса по скорости роста коррозионного дефекта типа «потеря металла» kVкорр и скорости роста усталостной трещины kVуст, которые зависят от марки стали и категории участка трубопровода. Кроме того, геометрические параметры трубы и выявленного дефекта корректируют в зависимости от степени деформирования конструкции под действием внешних нагрузок. Связь между интенсивностями напряжений σi и деформаций εi принята в виде степенной диаграммы деформирования. Концентрация напряжений в области дефекта оценивается соответствующими коэффициентами концентрации напряжений ασ и деформаций αε.

При расчете на прочность и долговечность труб и сварных соединений с дефектами используются различные расчетные схемы: труба с дефектом геометрии стенки, с объемным и плоским дефектами, с внутренней и поверхностной трещинами. При расчете напряженно-деформированного состояния труб и сварных соединений с дефектами использован метод конечных элементов (МКЭ). При выполнении расчетов учитывалось упругопластическое деформирование металла в области дефекта. В результате расчетов определялось напряженно-деформированное состояние стенки трубопровода вне зоны дефекта, в ослабленном дефектом нетто-сечении стенки трубы и в зоне концентрации напряжений от дефекта.

Для расчета на прочность и долговечность труб и сварных соединений с дефектами разработана компьютерная программа решения системы нелинейных уравнений, связывающих компоненты напряжений и деформаций, полученные при расчете по методу МКЭ, с условиями достижения предельной прочности и (или) пластичности.  Результатом решения системы нелинейных уравнений при выполнении равенства хотя бы в одном из двух условий (8) или (9) является величина разрушающего давления pf трубы с дефектом при заданных размерах дефекта L, w, H или глубина Hf дефекта, приводящего к разрушению трубы при заданных размерах L, w и давлении p.

По результатам расчетов на прочность и долговечность устанавливают предельное давление для трубы с дефектом при стационарных режимах перекачки, предельный срок эксплуатации трубы с дефектом при проектном давлении, сроки устранения дефектов с ограничением по давлению и величину рабочего давления до проведения ремонта.

Разработаны методы расчета на прочность и долговечность труб с механическими повреждениями типа «риска», дефектами геометрии трубы, коррозионными дефектами типа «потеря металла», дефектами сварных швов. На рисунке 9 показаны геометрические параметры дефекта типа «риска». Аналогичные схемы разработаны для других типов дефектов.

Рисунок 10 - Предельное давление для трубы ∅1220×20 мм с механическим

  повреждением типа «продольная риска» шириной 20 мм

Рисунок 11 - Предельная глубина механического повреждения

типа «продольная риска» шириной 20 мм для трубы

∅1220×20 мм

На рисунках 10 и 11 приведены результаты расчетов на прочность и долговечность труб с механическими повреждениями типа «продольная риска». На рисунке 12 показаны результаты расчета на долговечность трубы ∅1220×20 мм с определением глубины усталостной трещины, растущей на вмятине.

Рисунок 12 - Зависимости глубины усталостной трещины, растущей

на вмятине относительной глубиной 0,2…2,2 %,

от количества циклов нагружения

Аналогичные расчеты выполнены для других типоразмеров труб и типов дефектов. Результаты расчетов вошли в отраслевой стандарт по расчету труб с дефектами на прочность и долговечность.

В шестой главе на основе анализа и обобщения технических требований, способов диагностики и методов расчета изложены принципы оценки технического состояния МН, позволяющие своевременно принять меры по обеспечению надежной эксплуатации МН. Рассмотрены также вопросы организации и проведения оценки технического состояния линейной части МН, подводных переходов через водные преграды и насосно-перекачивающих станций. Оценка технического состояния объектов МН является важным звеном организационно-технологической системы обеспечения надежности. Научно обоснованная организация и проведение оценки технического состояния позволяют своевременно устранить факторы, снижающие надежность и безопасность МН.

Оценка технического состояния проводится по результатам анализа комплексных диагностических обследований и включает оценку степени опасности выявленных дефектов, анализ безопасности при эксплуатации и оценку надежности с разработкой рекомендаций по приведению объекта в нормативное состояние и предложений к проектам планов диагностики. В качестве исходных данных для оценки технического состояния используются материалы проектной, исполнительной и технологической документации, а также результаты диагностики или обследования.

В работе предложены методология и регламент формализованного представления и оценки технического состояния объекта по результатам анализа комплексных диагностических обследований. Формализованное представление и оценка технического состояния МН включают:

    • сводное описание участков трассы МН с учетом их категорийности и положения на местности;
    • результаты оценки опасности дефектов с указанием их видов, мест расположения, допустимых сроков их устранения;
    • состояние системы противокоррозионной защиты, обеспечиваемой средствами электрохимической защиты и изоляционными покрытиями;
    • результаты оценки скорости коррозии;
    • результаты анализа технического состояния по показателям надежности (вероятность безотказной работы, интенсивность отказов, наработка на отказ, остаточный ресурс);
    • рекомендации по приведению объекта к нормативному состоянию с указанием приоритетов, объемов и сроков ремонтных работ;
    • перечень дефектов, наличие которых требует снижения рабочего давления без их устранения;
    • перечень дефектов, подлежащих устранению в текущем году и в последующие годы;
    • мероприятия по требуемому обустройству трассы.

Объектами магистрального нефтепровода, входящими в формализованное представление оценки его технического состояния, являются собственно линейная часть участка нефтепровода; участки, сваренные из спирально-шовных труб; перемычки; механотехнологическое и энергетическое оборудование, установленное на участке нефтепровода; камеры приема-пуска средств очистки и диагностики; оборудование электрохимической защиты от коррозии. Формализованное представление оценки технического состояния  МН оформляется в виде нормативно-технического документа – стандарта предприятия. Данный документ является обязательным для исполнения службами эксплуатирующей МН организации. Информация, содержащаяся в данном документе, является основой  для текущего и перспективного планирования программ технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта.

Седьмая глава посвящена разработке методологии формирования отраслевого информационного фонда.

Системное решение задач повышения качества проектирования, строительства и эксплуатации МН в целях обеспечения эксплуатационной надежности основано на комплексе взаимоувязанных правил и норм, иерархически выстроенных в соответствии с этапами жизненного цикла объекта. Подобное построение правил и норм реализуется в рамках формирования отраслевого информационного фонда.

Основной целью создания отраслевого информационного фонда является централизация информационных ресурсов системы магистральных нефтепроводов на основе сбора, обобщения, классификации и систематизации нормативных документов; внедрения информационных технологий в рамках деятельности эксплуатирующих предприятий, проектных, диагностических и других сервисных организаций, участвующих в обеспечении жизненного цикла объектов МН.

Комплектование отраслевого информационного фонда осуществляется на основе получения и введения в информационную систему данных, реквизитов и полнотекстовых копий указанных документов. Ведение и актуализация информационных ресурсов ОИФ осуществляются на основе централизованного Реестра НД. Структурно фонд состоит из нескольких взаимоувязанных баз данных со средствами их ведения, объединенных общим Реестром-рубрикатором и справочно-поисковым аппаратом. Реестр НД имеет иерархическую структуру, в соответствии с которой каждому НД соответствует уникальная запись. Информация об этапах жизненного цикла НД содержится в составных частях Реестра НД. Справочно-поисковый аппарат обеспечивает удобство навигации по фонду, оперативность и полноту поиска необходимой информации, наглядность отображения информации фонда, информационную поддержку действий пользователя. Комплектование фонда документами производится в бумажном и электронном видах. Документы в бумажном виде имеют статус официальных изданий. Бумажные документы включаются в фонд на правах дубликатов подлинников НД и подлежат соответствующей верификации. Документы в электронном виде включаются в фонд на правах информационно-справочных материалов. Актуализация фонда осуществляется путем получения и регистрации реестродержателем НД извещений об изменении (отмене) НД или о введении НД в действие и приобретения реестродержателем новых документов или их версий.

Жизненный цикл нормативного документа включает разработку, применение, совершенствование, продление или отмену действия НД. Нормативные документы относятся к документам длительного пользования и применяются до утверждения и ввода в действие новых, заменяющих их, документов. Организация, осуществляющая ведение ОИФ, отвечает за планирование, разработку предложений и проведение экспертизы технической документации на продукцию в соответствии с утвержденным графиком.

Одной из важнейших подсистем ОИФ является Реестр технических требований заказчика и технических условий, программ и методик приемо-сдаточных испытаний продукции производителей (Реестр ТТ и ТУ). С формальной точки зрения, Реестр ТТ и ТУ – это систематизированный перечень записей о нормативных и технических документах (НД и ТД), устанавливающих требования к закупаемой продукции. С содержательной точки зрения, Реестр ТТ и ТУ – это информационная база для функционирования систем подтверждения соответствия продукции и технологий поставщиков как в рамках технического надзора и контроля, так и в рамках систем добровольной сертификации. 

Информация в Реестре ТТ и ТУ представлена следующими видами нормативных документов: национальными стандартами; общими и специальными техническими требованиями Заказчика; технической документацией на продукцию и сопровождающей информацией. При регистрации технической документации на продукцию организация, ведущая ОИФ, комплектует пакет информации по ТУ.

Ведение Реестра предполагает своевременное пополнение данными всех соответствующих информационных полей учетной записи, комплектование фонда НД, мониторинг движения информации, формирование отчетности и справочной информации на основе Реестра, оказание информационных услуг на его основе, разработку предложений по совершенствованию ОИФ и процедур его ведения.

Предложенная методология формирования ОИФ позволила сформировать информационную среду, в рамках которой обеспечивается эффективное функционирование разработанной организационно-технологической системы обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов. 

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

  1. На основе проведенных исследований методов и способов обеспечения надежности магистральных нефтепроводов разработана структура организационно-технологической системы обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов на протяжении их жизненного цикла (проектирования, строительства, эксплуатации), включающая:
    • нормирование технических показателей комплектующих материалов, изделий и оборудования как элементов системы магистральных нефтепроводов;
    • организацию выполнения проектных работ на основе применения типовых проектов и оценки соответствия проектной документации установленным требованиям;
    • вероятностный анализ безопасности принятых проектом и реализуемых в ходе строительства технических решений;
    • комплексную систему диагностики, оценки технического состояния и прогнозирования сроков службы элементов магистральных нефтепроводов с учетом их фактического технического состояния;
    • формирование и ведение отраслевого информационного фонда, включающего технические требования, регламенты, нормы заказчика и технические условия и спецификации поставщиков продукции и услуг.
  2. Предложен метод поточной разработки проектов магистральных нефтепроводов, основанный на применении типовых проектов и комплексной экспертизе разрабатываемой проектной документации, позволяющей существенно сократить сроки проектирования, снизить зависимость качества проектирования от квалификации проектировщиков.
  3. На основе результатов натурных и стендовых испытаний разработана система технических требований к основным материальным ресурсам как элементам магистральных трубопроводов, позволяющая обосновывать  их показатели надежности. Классифицированы технические требования к качеству труб по их назначению в зависимости от условий эксплуатации магистральных нефтепроводов: трубы обычного исполнения, трубы в хладостойком исполнении, трубы повышенной эксплуатационной надежности.
  4. Разработан метод повышения экологической безопасности за счет оптимального размещения запорной арматуры на линейной части магистрального нефтепровода, при этом в качестве критерия оптимальности размещения запорной арматуры принят минимальный экологический ущерб окружающей среде при авариях.
  5. Введены понятия и количественные критерии проектной и запроектной аварий для системы магистрального трубопроводного транспорта нефти. Определены количественные значения допустимых уровней рисков в качестве критериев для оценки безопасности магистральных нефтепроводов.
  6. Предложена система технического диагностирования объектов трубопроводного транспорта нефти, позволяющая дать комплексную оценку их технического состояния. Разработана методика определения оптимального интервала времени между диагностическими обследованиями магистрального нефтепровода, минимизирующая суммарные затраты на техническое обслуживание (диагностику и ремонт) и устранение последствий ожидаемых социальных и экологических рисков.
  7. Разработаны методика и регламент формализованного описания технического состояния объектов магистрального нефтепровода, включающие расчет на прочность и долговечность труб, узлов и деталей оборудования, классификацию дефектов по степени опасности, определение предельных нагрузок и сроков устранения дефектов, позволяющие перейти от системы планово-предупредительного ремонта к планированию ремонтов по техническому состоянию.
  8. Разработан метод расчета труб с дефектами на прочность и долговечность, основанный на прогнозировании развития дефектов во времени, в условиях деформирования размеров трубы под действием внутреннего давления. На основе результатов проведенных экспериментальных исследований установлены зависимости максимально допустимых внутренних давлений в магистральном нефтепроводе от вида и геометрии дефектов, свойств материалов, геометрических параметров трубопровода и характеристик нагружения.
  9. Разработана методология формирования отраслевого информационного фонда, содержащего технические требования, регламенты и нормы заказчика и технические условия и спецификации поставщиков продукции и услуг, что позволяет сформировать объективную систему подтверждения соответствия предложений подрядчиков установленным требованиям.

Основные результаты диссертационной работы опубликованы

в следующих научных трудах:

1. Гаспарянц Р.С. Выбор оптимальной стратегии управления запасами труб при строительстве магистральных трубопроводов // Организация строительства магистральных трубопроводов: Сб. научн. тр. / ВНИИСТ. М., 1981. – С. 7279.

2. Чирсков В.Г., Телегин Л.Г., Курепин Б.Н., Карпенко М.П.,
Гаспарянц Р.С. Управление запасами материальных ресурсов в системе материально-технического обеспечения строительства магистральных трубопроводов // Научно-технический обзор. Серия «Экономика, организация и управление строительством предприятий нефтяной и газовой промышленности». – М.: Информнефтегазстрой, 1982. № 5. – 61 с.

3. Гаспарянц Р.С. Оценка надежности функционирования потоков строительно-монтажной организации // Экономика, организация и управление строительством предприятий нефтяной и газовой промышленности: Реф. сб. М.: Информнефтегазстрой, 1982. № 5. – С. 1113.

4. Гаспарянц Р.С. Выбор критерия при оценке эффективности системы управления запасами труб на строительстве магистральных трубопроводов // Строительство объектов нефтяной и газовой промышленности: Реф. сб. М.: Информнефтегазстрой, 1982. № 6. – С. 1620.

5. Гаспарянц Р.С. Распределение поставок труб между линейными потоками строительно-монтажной организации // Строительство предприятий нефтяной и газовой промышленности: Реф. сб. М.: Информнефтегазстрой, 1984. № 11. – С. 1417.

6. Бортаковский В.С., Гаспарянц Р.С. Об оптимизации производственного потенциала трубопроводостроительной организации // Строительство предприятий нефтяной и газовой промышленности: Реф. сб. М.: Информнефтегазстрой, 1985. № 11. – С. 1720.

7. Гаспарянц Р.С. Классификация материально-технологических ресурсов для строительства магистральных трубопроводов // Строительство предприятий нефтяной и газовой промышленности: Реф. сб. – М.: Информнефтегазстрой, 1985. № 8. – С. 812.

8. Гаспарянц Р.С. Об одной задаче обеспечения материальными ресурсами строительной организации // Организация и управление строительством линейной части магистральных трубопроводов: Сб. научн. тр. / ВНИИСТ. – М., 1985. – С. 51–56.

9. Гаспарянц Р.С. Система оперативного управления строительством линейной части магистральных трубопроводов // Тр. ин-та / ВНИИСТ. М., 1986. – С. 96–101.

10. Гаспарянц Р.С. Основные направления совершенствования технологии и организации строительства магистральных трубопроводов в районах вечной мерзлоты // Строительство предприятий нефтяной и газовой промышленности: Реф. сб. М.: ВНИИПКтехоргнефтегазстрой, 1987. № 10. – С. 16.

11. Гаспарянц Р.С., Митрохин М.Ю. Формирование программы развития и совершенствования трубопроводного транспорта в нефтяных компаниях // Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1998.
№ 7-8. – С. 2729.

12. Гаспарянц Р.С. Устойчивость работы магистрального трубопроводного транспорта как один из важнейших факторов обеспечения экономической безопасности государства // Магистральный трубопроводный транспорт. Перспективы развития. Законодательное обеспечение. М.: Издание Государственной думы РФ, 2001. – 62 с.

13. Гаспарянц Р.С., Горелов А.С. Индустриальная технология строительства промысловых трубопроводов ГНКМ Заполярное // Строительная ассамблея международного конгресса СIТОGIС-2000: Сб. М.: Информэлектро, 2001. – С. 21–27.

14. Гаспарянц Р.С., Грищенков А.И. Коррозия системы // Энергия Востока. М.: Издательский дом «Энергия Востока», 2001. № 3.
С. 2831.

15. Гаспарянц Р.С. Возможна ли гармонизация стандартов // Энергия Востока. М.: Издательский дом «Энергия Востока», 2002. № 2 (5).
С. 5152.

16. Гаспарянц Р.С., Калинин В.В., Черекчиди Э.И. и др. Анализ риска в системе технического регулирования // Трубопроводный транспорт нефти. 2005. № 5. С. 25.

17. Гаспарянц Р.С. Нормативно-техническое обеспечение и основные технические решения нефтепровода ВСТО // Трубопроводный транспорт (теория и практика). М.: ВНИИСТ, 2005. № 2. – С. 613.

18. Гаспарянц Р.С., Пашуков Ю.Н., Чуркин Г.Ю., Головин С.В. Не догма, но правила игры // Нефть и Капитал. 2006. № 4. С. 74–75.

19. Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Григорьева Н.В., Павлова З.Х.,
Гаспарянц Р.С. Оптимальное размещение запорной арматуры на линейной части магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов // Нефтяное хозяйство. – 2007. № 6. – С. 9193.

20. Гаспарянц Р.С. Некоторые особенности проектирования и строительства нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер. научн. - практ. конф.
24 октября 2007 г. – Уфа, 2007. – С. 8687.

21. Гаспарянц Р.С. Расчет на прочность и долговечность труб и сварных соединений с дефектами // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер. научн. - практ. конф. 24 октября 2007 г. – Уфа, 2007. – С. 105106.

22. Гаспарянц Р.С. Расчет на прочность и долговечность сварных стыков трубопроводов с дефектами // Нефтяное хозяйство. – 2007. № 12. –
С. 102104.

23. Гаспарянц Р.С. Организационно-технологическая система обеспечения эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов. СПб.: ООО «Недра», 2007. 232 с.

24. Аладинский В.В., Гаспарянц Р.С. Прочность и долговечность труб с механическими повреждениями типа «риска» // Нефтегазовое дело. Эл. журнал, 13.07.07. http://www.ogbus.ru/authors/Aladinskij/Aladinskij_1.pdf.

25. Аладинский В.В., Гаспарянц Р.С., Маханев В.О. Методика расчета на прочность и долговечность труб с дефектами геометрии // Нефтегазовое дело. – Уфа, 2007. – Т. 5 – № 2.– С. 119–124.

26. Гумеров А.Г., Гаспарянц Р.С. Расчет на прочность и выбор рациональных конструктивных решений прокладки подземных нефтепроводов на пересеченном рельефе местности // Трубопроводный транспорт (теория и практика). – 2007. – № 4. – С. 24–25.

27. Гаспарянц Р.С. Расчет на прочность и долговечность трубопроводов с коррозионными дефектами потери металла // Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 2008. № 1. – С. 34–39.

28. Гаспарянц Р.С. Обеспечение надежности и безопасности магистральных нефтепроводов на стадии проектирования // Нефтяное хозяйство. –2008. № 1. – С. 9697.

29. Гаспарянц Р.С. Автоматизированная система формирования отраслевого информационного фонда в области магистрального нефтепроводного транспорта // Нефтяное хозяйство. – 2008. № 1. – С. 112113.

30. Гаспарянц Р.С. Методология расчета на прочность и долговечность труб и сварных соединений с дефектами // Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 2008. № 2. – С. 35–41.

31. Гаспарянц Р.С. Оценка технического состояния объектов трубопроводного транспорта нефти // Нефтяное хозяйство. – 2008. № 2. –
С. 101103.

32. Гаспарянц Р.С. Техническое диагностирование объектов трубопроводного транспорта // Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 2008.
№ 4. – С. 4043.

33. Гаспарянц Р.С. Вероятностный анализ безопасности магистральных нефтепроводов // Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 2008. № 4. – С. 4345.

Методические разработки соискателя с соавторами:

34. Р 445-81. Руководство по системе управления запасами труб в строительно-монтажных организациях Миннефтегазстроя. – М.: ВНИИСТ, 1982. – 45 с.

35. ВСН 197-86. Инструкция по межобъектной этапной специализации работ при сооружении линейной части магистральных трубопроводов. – М.: ВНИИСТ, 1986. – 17 с.

36. Р 615-87. Рекомендации по техническому оснащению колонны по сооружению и содержанию зимних дорог при строительстве магистральных трубопроводов на вечной мерзлоте. – М.: ВНИИСТ, 1987. – 12 с.

37. Р 612-87. Рекомендации по техническому оснащению технологического потока для строительства магистральных трубопроводов диаметром 1420 мм в районах распространения вечномерзлых грунтов. – М.:
ВНИИСТ, 1989. – 8 с.

38. ВСН 013-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов в условиях вечной мерзлоты. – М.: ВНИИСТ, 1989. – 32 с.

39. ВСН 51-1-15-004-97. Инструкция по проектированию и строительству волоконно-оптических линий связи (ВОЛС) газопроводов. – М.: ИРЦ Газпром, 1997. – 80 с.

40. ОМД-1.1-05-2005. Положение об отраслевом информационном фонде. – М.: ОАО «АК «Транснефть», 2005. – 31 с.

41. РД-16.01-60.30.00-КТН-068-1-05. Правила технической диагностики нефтепроводов при приемке после строительства и в процессе эксплуатации. – М.: ОАО «АК «Транснефть», 2005. – 102 с.

42. РД-91.010.30-КТН-126-06. Требования к составу типовых проектных, типовых технических решений и типовых проектов. – М.: ОАО «АК «Транснефть», 2006. – 15 с.

43. РД-01.120.00-КТН-283-06. Требования к составу, содержанию и форме представления исходных данных для проведения вероятностного анализа безопасности объектов магистральных нефтепроводов. – М.: ОАО «АК «Транснефть», 2006. – 82 с.

44. РД-01.120.00-КТН-297-06. Методические рекомендации по выполнению вероятностного анализа безопасности (ВАБ) объекта МН. – М.: ОАО «АК «Транснефть», 2006. – 130 с.

45. ОСТ-23.040.00-КТН-574-06. Нефтепроводы магистральные. Нефтепроводы магистральные. Определение прочности и долговечности труб и сварных соединений с дефектами. – М.: ОАО «АК «Транснефть», 2006. –
443 с.

46. ОР-23.040.00-КТН-115-07. Организация и выполнение работ по оценке технического состояния участков линейной части и подводных переходов МН. – М.: ОАО «АК «Транснефть», 2007.– 126 с.

47. СТО ВНИИСТ 7.3-910-0.032-2007. Типовые решения по выбору конструкций криволинейных участков подземных нефтепроводов: – М.: ОАО ВНИИСТ, 2007.– 405 с.

 





© 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.