Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Моделирование технического состояния магистральных нефтегазопроводов с учётом эффектов неоднородности

Диссертация: Моделирование технического состояния магистральных нефтегазопроводов с учётом эффектов неоднородности
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Путём моделирования установлены и уточнены количественные закономерности, позволяющие прогнозировать состояние электрохимической защиты (ЭХЗ) и планировать практические меры, тем самым поддерживать её эффективность на стареющих неоднородных трубопроводах. Установлено, что выборочный ремонт изоляции на участках с переходным сопротивлением ниже 500 Ом-м позволяет существенно снизить энергозатраты… Читать ещё >

Моделирование технического состояния магистральных нефтегазопроводов с учётом эффектов неоднородности (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 1. МЕХАНИЗМЫ РАЗВИТИЯ НЕОДНОРОДНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ И МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ИХ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
    • 1. 1. Механизмы развития неоднородности трубопроводов
    • 1. 2. Методы оценки технического состояния неоднородных трубопроводов
  • 2. МОДЕЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ В АКТИВНЫХ ГРУНТАХ
    • 2. 1. Общие положения и исходные предпосылки
    • 2. 2. Нагрузки и воздействия на трубопровод
    • 2. 3. Разложение напряженного состояния на отдельные слагаемые и выбор расчётных напряжений
    • 2. 4. Численное моделирование напряженного состояния трубопровода с учётом эффектов неоднородности
    • 2. 5. Продольно-поперечный изгиб неоднородного трубопровода в вертикальной плоскости (вторая частная задача)
      • 2. 5. 1. Метод конечных разностей для второй частной задачи
      • 2. 5. 2. Метод конечных элементов для второй частной задачи
    • 2. 6. Продольно-поперечный изгиб неоднородного трубопровода в горизонтальной плоскости (первая частная задача)
    • 2. 7. Трубопровод в условиях продольного смещения грунта (третья частная задача)
      • 2. 7. 1. Метод конечных элементов для третьей частной задачи
      • 2. 7. 2. Метод конечных разностей для третьей частной задачи
  • Выводы по разделу
  • 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ РАЗВИТИЯ НДС ТРУБОПРОВОДОВ В ЗОНАХ АКТИВНЫХ ГРУНТОВ
    • 3. 1. Взаимодействие трубопровода с подвижным грунтом на склонах (оползень)
      • 3. 1. 1. Трубопровод в зоне поперечного сдвига грунта
      • 3. 1. 2. Трубопровод в зоне продольного сдвига грунта
    • 3. 2. Трубопровода в зонах вертикальных смещений грунта
      • 3. 2. 1. Трубопровода в просадочных грунтах
      • 3. 2. 2. Трубопровод в зоне пучения грунта
      • 3. 2. 3. Трубопровод в зоне тектонического разлома
      • 3. 2. 4. Трубопровод в зоне карстового провала
  • Выводы по разделу
  • 4. МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ ТРУБОПРОВОДОВ С УЧЁТОМ НЕОДНООДНОСТИ
    • 4. 1. Общие положения и исходные предпосылки
    • 4. 2. Методы определения переходного сопротивления изоляционного покрытия подземных трубопроводов
    • 4. 3. Физико-математическая модель распределения потенциалов и токов в однородном трубопроводе
    • 4. 4. Физико-математическая модель растекания тока в грунте
    • 4. 5. Численное моделирование распределения токов и потенциалов в неоднородном трубопроводе
  • Выводы по разделу
  • 5. ОПТИМИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ НЕОДНОРОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
    • 5. 1. Распределение потенциалов и токов в неоднородном трубопроводе
    • 5. 2. Изменение параметров ЭХЗ в результате старения покрытия
    • 5. 3. Оценка остаточного ресурса изоляционного покрытия
    • 5. 4. Изменение характеристик ЭХЗ в результате выборочного ремонта изоляционного покрытия
    • 5. 5. Оценка эффективности установки дополнительной СКЗ
  • Выводы по разделу

Для современной России и стран СНГ одной из важнейших технических задач остается обеспечение работоспособности и безопасности существующей системы магистральных нефтегазопроводов, которая создавалась и развивалась в течение более ста лет, и в настоящее время продолжает развиваться быстрыми темпами. Примером тому являются проектирование и строительство в последние годы таких значимых трубопроводов как «Восточная Сибирь — Тихий океан», «Северный поток», «Южный поток» .

Все нефтегазопроводы относятся к опасным производственным объектам и должны отвечать современным требованиям безопасности. Для этого создана нормативно-техническая база, регламентирующая практически все вопросы проектирования, строительства, эксплуатации трубопроводов, в том числе вопросы диагностики и оценки допустимых режимов нагружения, особенно в местах, где выявляются дефекты и другие отклонения от норм.

Тем не менее, при длительной эксплуатации трубопроводов не обходится без отказов и аварий, иногда с тяжёлыми последствиями. Причины таких случаев можно разделить на несколько групп, например, организационные недочёты, человеческий фактор, недостаток информации о реальном техническом состоянии, неточная оценка опасности обнаруженных дефектов и несоответствий. Одной из важнейших причин неправильной оценки ситуации являются недостаточно изученные явления и факторы, которым в период проектирования и строительства объектов не придавалось достаточно внимания, но при длительной эксплуатации их значение растёт.

Как показывает опыт, с увеличением срока эксплуатации трубопроводов количество таких факторов, которые оказывают всё более заметное влияние на безопасность, становится больше. Именно этим продиктована необходимость периодического обновления нормативно-технической базы. Одним из таких факторов, который требует более внимательного рассмотрения, является развитие неоднородности трубопроводов по ряду признаков: по материалам и их свойствам, конструктивным особенностям, условиям взаимодействия с окружающей средой и т. д.

Со временем все материалы — и металл труб, и изоляционные материалы стареют. На интенсивность старения материалов влияют практически все известные факторы: температурно-силовые условия эксплуатации, климатические условия, грунтовые явления, химический состав самих материалов, продуктов перекачки, окружающей среды. В свою очередь, старение металла труб влияет на сопротивляемость трубопровода разным видам разрушений, а старение изоляционного покрытия — на распределение защитных потенциалов и эффективность системы электрохимической защиты в целом. Если параметры ЭХЗ выходят за установленные пределы, ускоряется рост коррозионных дефектов.

При достижении определённой степени опасности наиболее дефектные участки трубопровода подвергаются ремонту (замене или усилению с помощью ремонтных муфт). Часто для замены участков используются трубы, отличающиеся от исходных по толщине стенки и маркам сталей. Так после ремонта появляется неоднородность по размерам труб и соединительных деталей, механическим свойствам, химическому составу, качеству изоляции.

Как правило, ремонт сопровождается земляными работами. При вскрытии участков для выполнения ремонтных работ и засыпки после ремонта в стенке трубопровода остаются дополнительные напряжения, которые практически не поддаются контролю.

Одним из важных источников неоднородности являются естественные грунтовые явления, которые происходят при длительной эксплуатации протяженных трубопроводов: размыв грунта на водных переходах, развитие карста, пучение, тектонический сдвиг и др. Большинство этих явлений носит локальный характер, и приводят к локальным изменениям напряженно-деформированного состоянии трубопровода. Но даже при малых размерах эти «локальные» зоны могут представлять для трубопровода значительную опасность.

В процессе длительной эксплуатации таких протяженных объектов как магистральные газонефтепроводы, появление и развитие разных видов неод-. нородности неизбежно. Причём, в некоторых случаях влияние неоднородности на прочность может быть сильнее, чем влияние рабочих нагрузок. То есть, остаточные механические напряжения с учётом их концентрации может быть больше, чем напряжения от действия рабочих давлений. Поэтому при анализе результатов обследований и оценке безопасности длительно эксплуатируемых трубопроводов фактор неоднородности необходимо учитывать. Иначе точность оценки может быть недопустимо низкой, что и станет причиной очередной аварии.

Тем не менее, в большинстве действующих руководящих документов, в том числе по обработке информации, получаемой методами внутритрубной диагностики, фактор неоднородности, вызванной грунтовыми процессами, неравномерным износом изоляции, неравномерным распределением защитных потенциалов, практически не учитывается. Это связано с рядом причин, в том числе с недостаточной изученностью фактора неоднородности, а также отсутствием методической базы, которая бы регламентировала вопросы организации комплексной диагностики и оценки получаемой информации с учётом неоднородности.

Важность данного фактора особенно усиливается с введением в строй первой и второй очереди стратегически важного магистрального нефтепровода «Восточная Сибирь — Тихий океан», который проходит через сложные геологические и климатические районы. По трассе данного трубопровода встречаются все виды грунтовых явлений, включая многолетнюю мерзлоту (следовательно, там появляются ореолы оттаивания, пучения, термокарст), множество водных переходов и болот (где высока вероятность размыва грунта), горные участки со склонами (где возможны оползни), сейсмическая активность (тектонические сдвиги и разломы). Конструктивная неоднородность трубопровода в определенных пределах предусматривается проектом. Кроме того в процессе эксплуатационно-ремонтных работ будут возникать новые элементы конструктивной неоднородности — участки вида «труба в трубе», балласты, арматура, интеллектуальные вставки, муфты и др.

Изменение рабочего давления и температуры как в пространстве (по трассе), так и во времени, также является источником неоднородности, который приводит к неравномерному распределению кольцевых и продольных напряжений в стенке трубопровода.

Разные виды неоднородности влияют на характеристики технического состояния не раздельно, а комплексно. Действие одних факторов усиливается действием других. Поэтому их следует рассматривать не по отдельности друг от друга, а совместно. Это значительно сложнее в методическом плане, но позволяет избежать характерных заблуждений и достигать большей точности в оценках. Изучение частных закономерностей влияния тех или иных видов неоднородности на состояние трубопровода полезно для понимания процессов. Для количественной оценки гораздо ценнее иметь инструмент (методику, математическую модель, алгоритм, расчётную программу), позволяющий рассматривать все виды неоднородности как исходную информацию, а на выходе получать характеристики технического состояния (наиболее опасные места, допустимые режимы эксплуатации, остаточный ресурс), которые позволяют принимать практические решения.

Естественно, в рамках одной работы невозможно охватить все виды неоднородности трубопроводов и изучить их влияние на работоспособность и безопасность. В данной работе в качестве предметов исследований выбраны два вида, объединяемые методологическим подходом к изучению:

— неоднородность, вызванная локальными грунтовыми явлениями и их влияние на напряжённо-деформированное состояние трубопровода;

— неоднородность, вызванная неравномерным старением изоляционного покрытия и его влияние на эффективность системы электрохимической защиты.

Во-первых, эти два вида неоднородности можно относительно легко контролировать существующими приборами. Во-вторых, их вклад в безопасность трубопроводов несложно оценить, если усовершенствовать методическую базу. Кроме того, для совершенствования методической базы достаточно накопленной научной и практической информации, как в области изучения грунтовых явлений, так и в области механизмов защиты от почвенной коррозии.

Изучение закономерностей явлений, вызванных данными видами неоднородности, позволит не только совершенствовать методическую базу диагностики и оценки состояния трубопроводов, но принимать своевременные меры по обеспечению их безопасности.

Обозначенные выше проблемы и анализ путей их решения позволил сформулировать цель и задачи настоящих исследований.

Цель работы — повышение безопасности и ресурса магистральных трубопроводов моделированием их состояния с учётом неоднородностей, вызванных локальными грунтовыми явлениями и неравномерным старением изоляционного покрытия.

Основные задачи:

1. Анализ причин и механизмов развития неоднородности магистральных трубопроводов с учетом локальных грунтовых явлений.

2. Моделирование напряжённо-деформированного состояния трубопроводов в неоднородных и нестабильных грунтах.

3. Исследование закономерностей развития напряжённо-деформированного состояния подземных трубопроводов в неоднородных грунтах.

4. Моделирование электрохимической защиты трубопроводов с неравномерно изношенным изоляционным покрытием в неоднородных грунтах.

5. Анализ методов оптимизации системы электрохимической защиты на неоднородных трубопроводах.

Основой для решения данных задач явились работы отечественных и зарубежных ученых и специалистов: Х. А. Азметова, Ю. Е. Григорашвили, А. Г. Гумерова, K.M. Гумерова, P.C. Зайнуллина, Г. И. Зубаилова, В. В. Иваненкова, Р. Х. Идрисова, П. В. Климова, В. И. Ларионова, Ф. М. Мустафина,.

B.B. Притулы, А. Г. Сираева, М. Х. Султанова, Ю. В. Стицея, Л. П. Худяковой, K.M. Ямалеева и других.

В работе использованы результаты общего анализа технического состояния длительно эксплуатируемых магистральных газонефтепроводов, сведения о механизмах старения и причинах аварий, результаты периодических обследований ряда трубопроводов, положения механики разрушения, теорий упругости и пластичности, физики металлов, электрофизики, математической физики, сведения о грунтовых явлениях, численные методы.

В процессе решения поставленных задач получены следующие результаты, представляющие научную новизну.

1. Разработана механико-математическая модель взаимодействия неоднородного подземного трубопровода с нестабильным грунтом при различных проявлениях грунтовых изменений, соответствующие алгоритмы и расчётные программы, которые позволили исследовать и выявить закономерности формирования напряженно-деформированного состояния трубопровода в сложных условиях.

2. Выполнен анализ сил и воздействий на трубопровод в нестабильных грунтахсистематизированы расчётные формулы, предложен метод, позволяющий уточнять поперечную реакцию грунта на кривых участках в зависимости от осевой силы N в трубопроводе. Показано, что использование методов итераций и последовательных приближений позволяет решать задачу с любой точностью при любых видах грунтовых изменений.

3. Выполнена классификация напряжений, возникающих в стенке трубопровода при его взаимодействии с нестабильным грунтом. Обоснован выбор расчётных напряжений (критериев прочности) для оценки прочности участка трубопровода в условиях сложных воздействий: Si — наибольшее кольцевое напряжение на участкеS2 — наименьшее продольное напряжениеS3 — наибольшее продольное напряжениеS4 — наибольшее эквивалентное напряжение.

4. Разработана физико-математическая модель распределения потенциалов и токов в подземном трубопроводе с учётом неоднородности грунта и изоляционного покрытия. Получены соответствующие дифференциальные уравнения, построены алгоритмы решения и расчётные программы, изучены основные закономерности.

5. Показано, что на растекание тока и распределение потенциалов влияет, с одной стороны, продольная проводимость трубопровода, с другойсуммарное переходное сопротивление грунта и изоляционного покрытия. Аналитическим путём получено выражение, связывающее переходное сопротивление грунта с его удельным электрическим сопротивлением.

Практическая ценность работы заключается в следующем:

1. Исследованы основные виды локальных грунтовых изменений и их влияние на напряженно-деформированное состояние трубопровода: просадка, пучение, оползень, разлом, карстообразование. Разработанные модели и установленные закономерности позволяют усовершенствовать нормативную базу и планировать ремонтно-восстановительные работы, направленные на повышение безопасности.

2. Путём моделирования установлены и уточнены количественные закономерности, позволяющие оценить и прогнозировать состояние электрохимической защиты (ЭХЗ), планировать практические меры для обеспечения защиты стареющих неоднородных трубопроводов.

3. Установлено, что выборочный ремонт изоляции на участках, где переходное сопротивление ниже 500 Ом-м2, позволяет существенно снизить энергозатраты на ЭХЗ и увеличивать ресурс системы защиты.

4. Показано, что на трубопроводах с сильно изношенным изоляционным покрытием установка дополнительных станций катодной защиты малоэффективна и не повышает ресурса системы защиты.

На защиту выносятся:

— механико-математическая модель взаимодействия неоднородного трубопровода с нестабильным грунтом, разработанные на её основе алгоритмы и расчётные программы;

— закономерности формирования напряженно-деформированного состояния трубопровода в зонах продольного и поперечного сдвига грунта, просадки и пучения, карстовых проявлений и тектонического разлома;

— физико-математическая модель распределения электрических потенциалов и токов в трубопроводе с неоднородным изоляционным покрытием в окружении неоднородного грунта, разработанные на её основе алгоритмы и программы;

— закономерности, позволяющие прогнозировать состояние электрохимической защиты неоднородных трубопроводов и обоснованно проводить практические меры, поддерживающие её эффективность.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ.

1. Разработаны механико-математическая модель взаимодействия неоднородного подземного трубопровода с нестабильным грунтом при различных проявлениях грунтовых изменений, соответствующие алгоритмы и расчётные программы. С помощью модели исследованы закономерности формирования напряженно-деформированного состояния трубопровода в условиях различных грунтовых изменений.

2. В рамках модели выполнен анализ сил и воздействий, оказываемых на трубопровод в нестабильных грунтахсистематизированы расчётные формулы, предложен метод, позволяющий уточнять поперечную реакцию грунта на кривых участках в зависимости от осевой силы N в трубопроводе. Обоснован выбор расчётных напряжений (критериев прочности) для оценки прочности участка трубопровода в условиях сложных грунтовых воздействий: Б! — наибольшее кольцевое напряжение на участке- 8 г — наименьшее продольное напряжение- 83 — наибольшее продольное напряжение- 84 — наибольшее эквивалентное напряжение.

3. Исследованы случаи взаимодействия трубопровода в зонах оползня, просадки, пучения, тектонического сдвига, карстового провала. Во всех случаях получены полные картины распределения всех компонент смещений, деформаций и напряжений в каждом сечении трубопровода. Изучены условия, когда под трубой образуется полость или грунт переходит в пластическое состояние. Во всех случаях потенциально опасными зонами являются середина карста или пучения, а также границы зон сдвига грунта.

4. Разработана физико-математическая модель распределения электрических потенциалов и токов в трубопроводе с неоднородным изоляционным покрытием в окружении неоднородного грунта. Получены соответствующие дифференциальные уравнения, построены алгоритмы решения и расчётные программы, изучены основные закономерности.

6. Показано, что локальные значения электрического сопротивления изоляции и грунта являются случайными величинами, на которых не следует основываться при разработке методов диагностики и оценки технического состояния системы защиты. Эффективность электрохимической защиты трубопроводов главным образом определяется интегральными переходными сопротивлениями изоляции и грунта. Предложены уточнённые методы определения этих характеристик при обследовании трубопроводов.

7. Путём моделирования установлены и уточнены количественные закономерности, позволяющие прогнозировать состояние электрохимической защиты (ЭХЗ) и планировать практические меры, тем самым поддерживать её эффективность на стареющих неоднородных трубопроводах. Установлено, что выборочный ремонт изоляции на участках с переходным сопротивлением ниже 500 Ом-м позволяет существенно снизить энергозатраты и увеличивать ресурс системы защиты. 5. Показано, что на трубопроводах с сильно изношенным изоляционным покрытием установка дополнительных станций катодной защиты малоэффективна и не повышает ресурса системы защиты.

Показать весь текст

Список литературы

  1. А.Б., Камерштейн А. Г. Расчёт магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. — М.: Недра, 1982. — 341 с.
  2. Р.И. Исследование условий взаимодействия трубы и грунта при продольных перемещениях трубопровода // Труды ВНИИстройнефть. — М.: Гостоптехиздат, 1953. 231 с.
  3. Р.И., Камерштейн А. Г. Защемление трубопроводов в грунте и особенности их работы в районах горных выработок // Труды ВНИИстройнефть. М.: Гостоптехиздат, 1953. — 195 с.
  4. P.M. Развитие и научное основание методов ремонта магистральных нефтегазопроводов без остановки транспортировки продукта. Авто-реф.. докт. техн. наук. Уфа, 2009. — 51 с.
  5. P.M., Аскаров Г. Р. Прогноз коррозионного состояния газопровода на основе данных внутритрубной дефектоскопии. // Геотехнические и эксплуатационные проблемы нефтегазовой отрасли: Мат. Межд. н-т коыф. — Тюмень: Тюм-ГНТУ, 2007. С. 184−190.
  6. JI.A., Быков Л. И., Волохов В. Я. Типовые расчеты по сооружению трубопроводов. М.: Недра, 1979. — 176 с.
  7. Н.И. Основы теории упругости, пластичности, ползучести. — М.: Высшая школа, 1968. 512 с.
  8. В.Л., Ращепкин К. Е., Телегин Л. Г. и др. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов. М. Недра, 1978. — 364 с.
  9. И.А., Мавлютов P.P. Сопротивление материалов. М.: Наука. Гл. ред. физ. мат. лит., 1980. — 560 с.
  10. П.П. Механика грунтов в трубопроводном строительстве. — М.: Недра, 1976. 226 с.
  11. П.П., Березин В. Л. Сооружение магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1987. — 471 с.
  12. П.П., Синюков A.M. Прочность магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 1984. — 245 с.
  13. П.П., Таран В. Д. Трубопроводы в сложных условиях. — М.: Недра, 1968.-304 с.
  14. Д.Ю., Глазков A.C. Модель стресс-коррозии на магистральных газопроводах // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. XII Всероссийской научн.-практ. конф. 17 окт. 2012 г. Уфа, 2012. — С. 122−124.
  15. Д.Ю., Глазков A.C., Климов В. П., Особенности стресскоррозии на магистральных газопроводах // 63-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых учёных УГНТУ: Сб. материалов конф. / УГНТУ. Уфа, 2012. — Кн. 1. — С. 81−82.
  16. В.И., Воронина Т. С. Изоляционные покрытия подземных нефтегазопроводов. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. — 200 с.
  17. ВРД-39.1.10−026−2001. Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2001.
  18. ВСН 008−88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая защита.
  19. ВСН 009−88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Средства и установки электрохимзащиты.
  20. ВСН 012−88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемки работ. Части I и II.
  21. А.К., Черняев К. В., Шаммазов A.M. Обеспечение надежности функционирования системы нефтепроводов на основе технической диагностики. Уфа: УГНТУ, 1998. — 600 с.
  22. А.Г., Иванов И. А., Абдуллин И. Г. и др. Прогнозирование коррози-онно-механических разрушений магистральных трубопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 1997.- 170 с.
  23. P.P. Обеспечение безопасности магистральных трубопроводов с конструктивными элементами, затрудняющими внутритрубную диагностику. Автореф.. канд. техн. наук. Уфа, 2008. — 26 с.
  24. A.C. Напряжения в трубопроводе при грунтовых изменениях // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Материалы научно-практической конференции 23 мая 2012 г. Уфа, 2012. С. 130−131.
  25. A.C. Определение переходного сопротивления подземного трубопровода 11 Проблемы строительного комплекса России: материалы XVI Международной научно-технической конференции / УГНТУ. Уфа. 2012. -С. 168−170.
  26. A.C., Валекжанин Д. Ю. Продольно-поперечный изгиб трубопровода с учётом кривых вставок // Трубопроводный транспорт 2012: Материалы VIII Междунар. учеб.-науч.-практ. конф. / УГНТУ. — Уфа, 2012. — С. 220−223.
  27. A.C., Климов В. П. К оценке переходного сопротивления изоляционного покрытия подземного трубопровода // 63-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых учёных УГНТУ: Сб. материалов конф. / УГНТУ. Уфа, 2012. -Кн.1. — С. 85−87.
  28. A.C., Климов В. П., Гумеров K.M. Продольно-поперечный изгиб трубопровода на участках грунтовых изменений // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. 2012. -Вып. 1 (87). — С. 63−70.
  29. В.И., Глазов В. Н., Петров H.A. Коррозия и защита подземных трубопроводов. Серия «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». М.: ВНИИОЭНГ, 1972. — С. 18−22.
  30. В.Н. Эффективность электрохимической защиты магистральных нефтепроводов. Серия «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». М.: ВНИИОЭНГ, 1982. — Вып.5. — 56 с.
  31. Н.П. и др. Методы контроля и измерений при защите подземных сооружений от коррозии. М. Недра, 1978. — 216 с.
  32. ГОСТ Р 9.602−2005. Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии.
  33. ГОСТ Р 51 164−98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.
  34. Ю.Е., Карпов Р. Г., Степанов A.M. Метод локации источников слабых магнитных полей // Известия вузов. Электроника. М.: МИЭТ, 2006.-№ 2.-С. 37−41.
  35. А.Г., Гумеров P.C., Гумеров K.M. Безопасность длительно эксплуатируемых магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 2001. — 305 с.
  36. А.Г., Зайнуллин P.C., Ямалеев K.M., Росляков A.B. Старение труб нефтепроводов. М.: Недра, 1995. — 218 с.
  37. А.Г., Майский A.A., Хайруллин Ф. Г. Капитальный ремонт подземных трубопроводов больших диаметров // Обзорн. инф. Сер. «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М.: ВНИИОЭНГ, 1981. -52 с.
  38. А.Г., Климов В. П., Глазков A.C., Гумеров K.M. Пути совершенствования изоляционных материалов // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. XII Всероссийской научн.-практ. конф. 17 окт. 2012 г. -Уфа, 2012.-С. 129−131.
  39. А.К., Климов В. П., Глазков A.C. Конечно-элементная модель трубопровода с кривыми вставками в сложных грунтовых условиях // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. 2012. — Вып. 3 (89). — С. 80−86.
  40. И.К., Хайрутдинов Ф. Ш., Шмаков В. А. Моделирование состояния изоляционного покрытия на основе результатов электрометрических измерений // Нефтегазовое дело. 2006. — № 4. — С. 141. http: //www.ogbus.ru / authors/Gumero vIK/GumerovIK 1 .pdf.
  41. Э.М. Механохимия металлов и защита от коррозии. М.: Металлургия, 1981, — 120 с.
  42. Л.М. О продольных напряжениях в подземных газонефтепро-водных трубах. Вопросы добычи, транспорта и переработки природных газов. М.: Гостоптехиздат, 1951. — 292 с.
  43. P.C. Механика катастроф. Обеспечение работоспособности оборудования в условиях механохимической повреждаемости. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 1997. — 426 с.
  44. К.С. Исследования работы подземных газопроводных труб. Вопросы добычи, транспорта и переработки природных газов. М.: Гостоптехиздат, 1951. — 377 с.
  45. Защита трубопроводов от коррозии: Том 1: Учеб. пособие / Ф.М. Муста-фин, М. В. Кузнецов, Г. Г. Васильев и др. СПб.: ООО «Недра», 2005. -620 с.
  46. Защита трубопроводов от коррозии: Том 2: Учеб. пособие / Ф.М. Муста-фин, Л. И. Быков, А. Г. Гумеров и др. СПб.: ООО «Недра», 2007. — 708 с.
  47. О. Метод конечных элементов в технике. М.: Мир, 1975.541 с.
  48. B.B. Метод магнитной локации и диагностический комплекс «Орион-1М» // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. Научн.-практ. конф. 21 мая 2008 г. Уфа, 2008. — С. 110−112.
  49. В.В., Гумеров K.M. Методика оценки качества изоляционного покрытия подземных стальных трубопроводов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. Уфа, 2008. — № 3 (73). — С. 39−46.
  50. В.Э., Маршаков А. И., Маричев В. А., Михайловский Ю. Н., Петров H.A. Влияние катодной поляризации на скорость коррозионного растрескивания трубных сталей // Защита металла. 2000. — Т.36. — № 2. — С. 132−139.
  51. Г. К. Расчет подземных трубопроводов. М.: Стройиздат, 1969. -240 с.
  52. В. П. Глазков A.C. Критерии качества изоляционных материалов трубопроводов // Трубопроводный транспорт 2012: Материалы VIII Ме-ждунар. учеб.-науч.-практ. конф. / УГНТУ. — Уфа, 2012. — С. 232−235.
  53. П.В. Исследование наводораживания металла труб при стресс-коррозии // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Десятой Всероссийской научн.-практ. конф. 20 окт. 2010 г. Уфа, 2010. — С. 213 214.
  54. П.В. О коррозионном растрескивании трубопроводов под напряжением // Трубопроводный транспорт 2009: материалы V Международной учебно-научно-практической конференции — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009.-С. 185−187.
  55. П.В. Предел стресс-коррозии металлов // Трубопроводный транспорт 2009: материалы V Международной учебно-научно-практической конференции — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009. — С. 183−185.
  56. П.В. Роль изоляционного покрытия в стресс-коррозии магистральных газопроводов // Трубопроводный транспорт 2010: материалы VI
  57. Международной учебно-научно-практической конференции Уфа: Изд-во УГНТУ, 2010.-С. 58−60.
  58. П.В., Гумеров А. Г., Гумеров К. М. О пределе стресс-коррозии металлов // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер, научн.-практ. конф. 20−23 окт. 2009 г. Уфа, 2009. — С. 149−150.
  59. П.В., Гумеров А. К., Кунафин Р. Н. Исследование и разработка методов торможения стресс-коррозии на примере магистральных газопроводов Средняя Азия-Центр. СПб.: ООО «Недра», 2011. — 228 с.
  60. П.В., Сунагатов М. Ф. Измерение содержания водорода в металле труб // Проблемы строительного комплекса России: матер. XV Междунар. Научн.-техн. конф. Т2. — Уфа: УГНТУ, 2011. — С 36−37.
  61. С.М., Аминев Ф. М., Аскаров P.M., Файзуллин С. М. Диагностика и ремонт магистральных газопроводов // Газовая промышленность. 2004.- № 5. С. 7−10.
  62. Ю.В. Система предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций // Трубопроводный транспорт нефти. 2000. — № 9. — С. 10−17.
  63. Н.П., Кантор М. М., Воронин В. Н., Тимофеев В. Н., Шарыгин Ю. М. Исследование структуры металла газопроводов после их длительной эксплуатации / Металлы. 2005. — № 1. — С.3−16.
  64. Г. И. Методы вычислительной математики. М.: Наука, 1980. -536 с.
  65. Методика вероятносной оценки остаточного ресурса технологических стальных трубопроводов. М.: НТП «Трубопровод», 1995. — 37 с.
  66. Методическое руководство по оптимизации параметров и оценке эффективности электрохимической защиты объектов магистрального транспорта газа. М.: Мингазпром, 1988. — 44 с.
  67. Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах. Руководящий документ. М.: НТЦ «Промышленная безопасность», 1999. 92 с.
  68. A.A. Оценка технического состояния и остаточного ресурса нефтепроводов по результатам диагностики. Автореф. докт. техн. наук. Уфа, 2003. — 44 с.
  69. Е.М. Техническая механика разрушения. Под общей редакцией докт. техн. наук профессора Зайнуллина P.C. Уфа: Изд-во МНТЦ «БЭСТС», 1997. — 389 с.
  70. Ф.М. Современное состояние защиты трубопроводов от коррозии изоляционными покрытиями // Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ: Сб. науч. Тр. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002. — С. 103−127.
  71. Ф.М., Быков Л. И., Гумеров А. Г. и др. Защита трубопроводов от коррозии: Том 2 СПб: «Недра» 2007. — 708 с
  72. Ф.М., Кузнецов М. В., Быков Л. И. и др. Защита от коррозии: Том 1: Учебн. пособие. Уфа: Монография, 2004. — 609 с.
  73. A.M., Тухбатуллин Ф. Г., Аскаров P.M. О выборочном ремонте локальных дефектов изоляционного покрытия действующих газопроводов // Газовая промышленность. 1993. — № 8. — С. 34−36.
  74. ПР-13.02−74.30.90-КТН-003−1-00. Правила проведения обследований коррозионного состояния магистральных нефтепроводов.
  75. В.В. Механизмы и кинетика стресс-коррозии подземных газопроводов. // Тем. Обзор. Сер. Защита от коррозии в газовой промышленности. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1997. — 56 с.
  76. В.В. Проблемы эксплуатации трубопроводов // Коррозия территории нефтегаз. 2006. — № 2. — С.56−59.
  77. В.В. Стресс-коррозия ретроспектива взглядов и оценок // Современное состояние и проблема противокоррозионной защиты магистральных газопроводов и газопромысловых сооружений отрасли. — М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1995. — С. 53−63.
  78. Проблемы старения сталей магистральных трубопроводов: Сборник трудов научно-практического семинара / Под ред. Б. В. Будзуляка и А.Д. Седых- Науч. Ред. В. Н. Чувильдеев. Н. Новгород- Университетская книга, 2006.-220 с.
  79. M.K. Разработка технологии защиты магистральных нефтепроводов от почвенной коррозии с применением покрытия «Пластобит». Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 1980.- 144 с.
  80. Рекомендации по учету старения трубных сталей при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1988.-29 с.
  81. РД 09−102−95. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России.
  82. РД 17.01−60.30.00-КТН-007−1-04. Инструкция по контролю состояния изоляции магистральных нефтепроводов методом катодной поляризации.
  83. РД 29.200.00-КТН-176−06. Регламент обследования коррозионного состояния магистральных нефтепроводов и состояния противокоррозионной защиты.
  84. РД 39 Р-147 105−024−02. Методика расчета напряженного состояния подводных переходов магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов при техническом обслуживании и ремонте. Уфа: ИПТЭР, 2002. — 58 с.
  85. РД 39 Р-147 105−025−02. Методика определения остаточного ресурса изоляционных покрытий подземных трубопроводов.
  86. И.В., Флорианович Г. М., Хорошилов A.B. Коорозия и защита от коррозии / Под ред. И. В. Семёновой. М.: Физматлит, 2002. — 336 с.
  87. Т.К., Илюхина М. В., Шибаева Т. В. Механохимическое взаимодействие трубных сталей с грунтовыми средами, вызывающими стресс-коррозию МГ. / Сб. материалов 1-й Междунар. конф. «Деформация и разрушение материалов». М., 2006. — С.569−571.
  88. Т.К., Турковская Е. П., Михайлов Н. П., Чистяков А. И. Состояние проблемы стресс-коррозии в странах СНГ и за рубежом // Обзорн. инф. Сер. «Транспорт и подземное хранение газа». М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1997.-89 с.
  89. СНиП 2.05.06−85*. Строительные нормы и правила. Магистральные трубопроводы. М.: Миннефтегазстрой, 1997. — 53 с.
  90. СНиП Ш-42−80*. Строительные нормы и правила. Магистральные трубопроводы. М.: Миннефтегазстрой, 1997. — 44 с.
  91. В.О. Оценка работоспособности газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением. Автореф.. канд. техн. наук. -М, 2010.-23 с.
  92. В. О. Кузьбожев A.C., Шкулов С. А. Методы моделирования коррозионного растрескивания под напряжением с контролем роста трещин на образцах // Контроль. Диагностика. 2010. — № 7. — С.51−55.
  93. СТ ГУ 153−39−008−2005. Магистральные газопроводы. Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с поверхностными повреждениями.
  94. СТ ГУ 153−39−012−2005. Магистральные газопроводы. Методика оценки локальных механических напряжений в основном металле и сварных соединениях газопроводов.
  95. О.И. Стойкость материалов и конструкций к коррозии под напряжением. М.: Машиностроение, 1990. — 384 с.
  96. О.И., Есиев Т. С., Тычкин И. А. Развитие системного подхода к анализу стресс-коррозионной повреждаемости магистральных газопроводов. -М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. -С.51−56.
  97. М. X. Долговечность магистральных трубопроводов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005 г. — 340 с.
  98. М.Ф., Гумеров К. М. Безопасность объектов нефтегазовой отрасли и человеческий фактор. С.-Петербург: Недра, 2009. — 152 с.
  99. М.Ф., Климов П. В., Гумеров А. К., Шафиков P.P. Стресс-коррозия магистральных газопроводов и человеческий фактор // НТЖ «Территория нефтегаз». 2010. — № 8. — С. 32−36.
  100. Ю.П., Соколова О. М., Рыбалко В. Г. и др. Диагностика промышленных разрушений. Анализ причин и механизмов повреждаемости газопроводов из стали ГС. // Физическая химия. 1980. — № 5. — С. 22−25.
  101. С.П., Ларионов В. И., Козлов М. А., Климов П. В. Численное моделирование напряжённо-деформированного состояния трубопровода в зоне продольного оползня // НТЖ «Территория нефтегаз». 2011. — № 6. — С. 102−107.
  102. В.Д. Сооружение магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1964. — 366 с.
  103. Ю.А., Мамаев Н. И. Коррозионная повреждаемость подземных трубопроводов. С.Пб.: Инфо-да, 2006. — 406 с.
  104. В.А. Основы механики грунтов. М.: Госстройиздат, 1961. -541 с.
  105. Н.Х. Совершенствование технологии и организации капитального ремонта магистральных газопроводов // Автореф.. докт. техн. наук. -М.: 1986.
  106. В.В. Диагностика и ресурс газопроводов: состояние и перспективы // Газовая промышленность. 2005. — № 11. — С. 28−30.
  107. В.В. Стресс-коррозия магистральных газопроводов: методы, объёмы, эффективность диагностирования // Газовая промышленность -2005,-№ 7.-С. 14−18.
  108. К.В., Белкин А. А. Комплексный подход к проведению диагностики магистральных нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти. -1999.- № 6. -С. 24−30.
  109. В.А. Разработка элементов управления безопасностью магистральных нефтепродуктопроводов по результатам внутритрубной диагностики. Автореф.. канд. техн. наук. Уфа, 2007. — 29 с.
  110. Beavers J. A., Harle В.А. Mechanisms of High-pH and Near-Neutral-pH SCC of Underground Pipelines, Proc. IPC. Canada. Calgary, 1996.
  111. Beirne 1., Delanty B. Low pH stress corrosion cracking. Copyright by Ynt. Gas Union, 1991.
  112. Chrisman. D. Relationship between pitting, stress and stress corrosion cracking of line pipe steels. Corrosion, 1990, v.46, № 6, p. 450−453.
  113. Dechant K.E. Pipe Line Stress Test for increased Safety and Service Life. Proc the Gth Int. Colloguium «Operational Reliability of Gas Pipeline». 11−12 March. 1997. Praha.
  114. DNV RP B401−1993 .Recommended Practice for Cathodic Protection Design.
  115. ISO 15 589−1: 2003 (E). Petroleum and Natural gas Industries Cathodic Protection for Pipeline Transportation Systems — Part 1: On-land Pipelines.
  116. ISO/FDIS 15 589−2: 2004 (E). Petroleum and Natural gas Industries Cathodic Protection for Pipeline Transportation Systems — Part 2: Offshore Pipelines.
  117. Kentish Peter. Коррозионное растрескивание газопроводов — влияние шероховатости поверхности, ориентации и выравнивания. М.: ВИНИТИ. -2007. — Т.49. — № 6. — С. 2521−2533.
  118. NACE RP 0176−2003. Standard Recommended Practice. Corrosion control of steel fixed offshore structures associated with petroleum production.
  119. Parkins R.N. Transgranular stress corrosion cracking of high pressure pipelines in contact with pH solution of near neutral pH. Corrosion, 1994, v.50, № 5.
  120. Public Inquiry Concerning. Stress Corrosion Cracking on Canadion Oil and Gas Pipeling. MH-2−95 Report the Inquiry. November, 1996. National Energy Board.
  121. Stress Corrosion Cracking (SCC). Report of the inquiry. Canada, 1996.
  122. Urendicek M., Lambert S., Vosikovsky J. Stress corrosion cracking (SCC)-Monitoring and control. Proceedings jf International Conference, 1996.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!