Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Совершенствование методов прогнозирования остаточного ресурса магистральных нефтепроводов

Диссертация: Совершенствование методов прогнозирования остаточного ресурса магистральных нефтепроводов
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Апробация работы. Результаты работы докладывались на международных, всероссийских и региональных конференциях: «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, 1994, 1997 гг.), «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири» (г. Тюмень, 1998 г.), «Энергосберегающие технологии в нефтегазовой промышленности России» (г. Тюмень, 2001 г.), «Методические вопросы… Читать ещё >

Совершенствование методов прогнозирования остаточного ресурса магистральных нефтепроводов (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • Глава 1. Характеристика системы магистральных нефтепроводов
    • 1. 1. Общие положения
    • 1. 2. Технологические характеристики магистральных нефтепроводов (на примере нефтепроводов Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск и ЦПС Вать-Еган
  • НПС Апрельская)
    • 1. 3. Условия прокладки нефтепроводов
    • 1. 4. Результаты внутритрубных обследований нефтепроводов
  • Выводы по главе
  • Глава 2. Оценка механических характеристик труб нефтепроводов и труб с коррозионными повреждениями
    • 2. 1. Характеристики трубных сталей
    • 2. 2. Определение допустимого давления в трубах с коррозионными повреждениями
    • 2. 3. Расчет скорости коррозии
  • Выводы по главе 2
  • Глава 3. Долговечность магистральных нефтепроводов
    • 3. 1. Модели прогнозирования малоцикловой коррозионной усталости
    • 3. 2. Метод расчета долговечности магистральных нефтепроводов по малоцикловым нагрузкам
  • Выводы по главе
  • Глава 4. Исследование долговечности магистральных нефтепроводов по малоцикловым нагрузкам
    • 4. 1. Обобщенная методика расчета остаточного ресурса магистральных нефтепроводов
    • 4. 2. Вероятностная модель долговечности трубопроводов
  • Выводы по главе 4

Сеть магистральных нефтепроводов представляет собой целостную систему, связывающую нефтедобывающие районы с нефтеперерабатывающими заводами (НПЗ) и пунктами отгрузки нефти на экспорт. Она обеспечивает бесперебойную доставку нефти потребителям с соблюдением требований оперативности, надёжности, экологической безопасности. Система трубопроводного транспорта нефти (ТТН) в значительной мере влияет на развитие не только нефтедобычи и нефтепереработки, но и, практически, всех отраслей экономики страны. Поэтому обоснование последовательно проводимой технической политики и поиск рациональных путей развития отрасли являются приоритетами в научно-исследовательской и в практической деятельности.

В основном система ТТН сформировалась к 1985 году. К этому времени произошли изменения в объёмах и географии добычи нефти: центр тяжести переместился из южных регионов в Волго-Уральский, а затем — в Западно-Сибирский. Структура объёмов и размещения нефтепереработки также изменилась: были построены новые НПЗ в Западной и Восточной Сибири, центральных районах страны [8,16,17,22].

В период наращивания объёмов добычи нефти в основных нефтедобывающих регионах развитие трубопроводного транспорта основывалось на принципах концентрации потоков нефти, больших диаметрах трубопроводов и прокладки параллельных ниток.

Дальнейшее освоение месторождений Западной Сибири предопределило развитие широкой сети трубопроводов, расположенных в северных районах Тюменской области. В связи с этим перед эксплутационным персоналом возник целый ряд проблем, не решавшихся ранее ни в отечественной, ни в зарубежной практике. Основную сложность для обслуживающего персонала представляют суровые климатические условия региона, значительная его заболоченность, достигающая в районах Среднего Приобья 70%, вечная мерзлота и широкое распространение переувлажнённых грунтов, рек, ручьёв и озёр. В совокупности эти условия приводят к увеличению эксплуатационных расходов и затрудняют обслуживание нефтепроводов [9,10,12].

Следовательно, основной задачей эксплуатационного персонала является защита нефтепроводов от коррозии, особенно почвенно-грунтовой, а также повышение эффективности системы технического обслуживания и ремонта этих сооружений.

Актуальность проблемы. В период с 1990 до 2002 гг. произошли существенные изменения условий функционирования нефтепроводного транспорта: сначала падение объёмов добычи нефти практически по всем крупным месторождениям, затем их рост, изменение структуры поставок нефти на НПЗ России и стран СНГ, увеличение доли экспортной составляющей. Эти изменения усугублялись инфляционными процессами: неоднократно увеличивались цены на нефть, энергоносители и материально-технические ресурсы.

По состоянию на 01.01.2004 г. в системе АК «Транснефть» эксплуатируется 48 600 км магистральных нефтепроводов, 393 нефтеперекачивающие станции, 867 резервуаров общей вместимостью 12,7 млн. м .

Изменение объёмов добычи и переработки нефти на отечественных НПЗ сказалось на загрузке магистральных нефтепроводов, которая в среднем по системе составляет 40−60% от проектной мощности, (табл. 1. в) [36].

Таблица 1 в.

Технико-экономические показатели трубопроводного транспорта нефти за 1975;2003 гг. (АК «Транснефть»).

Показатели 1975 1980 1985 1990 1991 1992 1995 2000 2002 2003.

Приём нефти, млн. т. — - - - - 400,2 298,8 324 379 381.

Поставка нефти, млн. т. 466,8 577,3 570,2 545,2 488,0 397,5 297,0 322 375 378.

Протяженность нефтепроводов на конец периода, тыс. км. 46,6 56,2 62,3 64,1 63,9 (СССР 49,7 (Россия) 49,7 49,6 49,6 48,7 48,6.

Загрузка трубопроводов неравномерна. Концентрация потоков из Западной Сибири обусловливает большую загрузку транзитных трубопроводов по сравнению с внутрирегиональными. Транспортировка осуществляется в условиях сокращения приёма нефти в систему нефтепроводов от производителей нефти из-за уменьшения объёма её добычи. Имеются трубопроводы, по которым загрузка стабильно высокая, например, трубопроводы, по которым осуществляются экспортные поставки нефти (табл. 2. в, З. в).

В перспективе предполагается добыча нефти в новых районах: Иркутской области и Красноярском крае. В соответствии с Энергетической стратегией России до 2020 г. ожидается увеличение добычи нефти к 2020 г., а затем её относительная стабилизация (табл. 2 в).

Таблица 2.в.

Добыча нефти по Российской Федерации год 1990 1991 1992 1993 1994 1995 2000 2003 2010 (прогноз.) 2020 (про-гоз.).

Объем добычи, млн. т. 523,6 450,2 393,2 349,4 317,1 306,3 324,0 381 445 450.

Таблица З.в.

Технико-экономические показатели трубопроводного транспорта нефти за 1995 — 2003 гг., млн. т.

Показатели 1995 г. 2002 г. 2003 г.

Приём нефти в систему, всего 298,8 371,0 378.

Сдача нефти из системы, всего 297,0 369,5 376 в том числе: на НПЗ России- 169,7 187,5 190 в ближнее зарубежье- 31Д 50,2 50,4 в дальнее зарубежье. 96,2 131,8 135,6.

Одними из важнейших являются показатели долговечности и надежности линейной части, которые включают в себя изменение прочностных характеристик металла в процессе эксплуатации, связанные с изменением структурных параметров металла труб и изменением толщины стенки, следовательно, и допустимого давления вследствие коррозионных повреждений. В этом случае прогнозирование остаточного ресурса трубопровода осуществляется с учетом двух показателей: интенсивности коррозионных процессов и ресурса по минимальной прочности трубы и по определению времени эксплуатации металла трубы по малоцикловым нагрузкам [80,81−84]. Эта задача предопределяется размерами коррозионных повреждений металла труб как по ширине, так и по длине.

Разработке методов расчета остаточного ресурса посвящено большое количество работ: Х. А. Азметова, Н. А. Абдуллаева, В. Н. Антипьева, B.JI. Березина, П.П. Бо-родавкина, Г. Г. Васильева, Е. С. Васина, А. Г. Гумерова, Р. С. Гумерова, Р.С. Зайну-лина, В. А. Иванова, В. В. Курочкина, Н. А. Малюшина, Н. А. Махутова, В. Ф. Новоселова, К. В. Черняева и др. Однако ряд аспектов этой проблемы требует своего развития и совершенствования, чему и посвящена данная работа.

Целью работы является исследование долговечности линейной части магистральных нефтепроводов с большим сроком эксплуатации и прогнозирование остаточного ресурса с учетом малоцикловых нагрузок и глубин коррозионного повреждения труб на базе результатов внутритрубной диагностики и перевода их в эксплуатацию по фактическому техническому состоянию.

Основные задачи исследования:

1. Установление особенностей развития коррозионных повреждений на трубопроводе в зависимости от типа грунтов и продолжительности эксплуатации;

2. Разработка метода расчета напряжений в теле трубы с учетом длины коррозионного повреждения и изменений прочностных характеристик металла длительно эксплуатируемых трубопроводов;

3. Разработка методики оценки и прогнозирования остаточного ресурса линейных участков магистрального нефтепровода, работающих в условиях малоциклового нагружения с учетом механохимической коррозии.

Научная новизна:

• на основании проведенного анализа результатов диагностического обследования магистральных нефтепроводов предложена методика расчета их остаточного ресурса с учетом малоцикловых нагрузок, изменения прочностных характеристик труб при длительной эксплуатации и закономерностей механохимической коррозии и напряженности металла;

• предложен и апробирован метод расчета скорости механохимической коррозии труб, проложенных в различных типах грунтов и находящихся в длительной эксплуатации;

• по результатам выполненного в работе анализа коррозионных повреждений труб, длительно находящихся в эксплуатации, выявлен механизм их развития в зависимости от различных типов грунтов.

Практическая ценность результатов исследования заключается в том, что:

• предложенная методика расчета остаточного ресурса линейных участков магистрального нефтепровода на основании анализа результатов диагностического обследования позволяет давать обоснованные рекомендации по оценке безопасного срока эксплуатации данных сооружений, в том числе работающих за пределами нормативного срока амортизации;

• предложенные программы используются при разработке планов и составлении графиков ремонтов и замены линейных участков в управлениях магистральных нефтепроводов в ОАО «Сибнефтепровод» и «Транссибирские магистральные нефтепроводы».

Апробация работы. Результаты работы докладывались на международных, всероссийских и региональных конференциях: «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, 1994, 1997 гг.), «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири» (г. Тюмень, 1998 г.), «Энергосберегающие технологии в нефтегазовой промышленности России» (г. Тюмень, 2001 г.), «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики» (г. Туапсе, 2002 г.), «Геотехнические и эксплуатационные проблемы нефтегазовой отросли» (г. Тюмень, 2002 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 9 работ.

На защиту выносятся:

• методика расчета остаточного ресурса линейных участков длительно эксплуатируемого магистрального нефтепровода;

• результаты обработки диагностических обследований нефтепроводов, находящихся в введении Ноябрьского управления магистральных нефтепроводов ОАО «Сибнефтепровод» для использования их при разработке планов и составлении графиков ремонтов и замены линейных участков;

• метод расчета скорости механохимической коррозии труб, проложенных в различных типах грунтов и находящихся в длительной эксплуатации.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов, списка литературы из 100 наименований, 4-х приложений на 11 страницах, содержит 109 страниц машинописного текста, включающего в т. ч. 14 рисунков, 19 таблиц.

Основные выводы.

1. Магистральные нефтепроводы Западно-Сибирского региона эксплуатируются в сложных природно-климатических условиях, подвергаются малоцикловым нагрузкам, напряжениям из-за морозного пучения и механохимической коррозии наружной поверхности трубы.

Существующие методы оценки ресурса линейного участка нефтепровода в условиях малоциклового нагружения и общей коррозии неполно освещают процессы, происходящие в теле трубы, и не дают объективной картины их фактического технического состояния.

2. Анализ результатов диагностики нефтепроводов позволил установить, что количество дефектов от 45 до 80 процентов является коррозионного происхождения. Базируясь на литературных данных и результатах проведенных исследований предложен и апробирован метод расчета скорости механохимической коррозии труб, проложенных в различных типах грунтов и находящихся в длительной эксплуатации.

3. На основании проведенного анализа результата диагностического обследования линейных участков магистральных нефтепроводов предложена методика расчета остаточного ресурса этих сооружений с учетом малоциклового нагружения, изменения прочностных характеристик труб при их длительной эксплуатации и воздействия механохимической коррозии.

4. Предложенная методика расчета остаточного ресурса линейных участков магистрального трубопровода на основании результатов диагностического обследования позволяет давать обоснованные рекомендации по определению безопасного срока эксплуатации этих сооружений, разрабатывать планы и составлять графики ремонтов или частичной замены отдельных секций нефтепровода.

Заключение

.

Существующая система магистральных нефтепроводов России (ОАО «АК «Транснефть») и в частности системы нефтепроводов ОАО «Сибнефтепровод» и «Транссибирские нефтепроводы» прошла комплексное внутритрубное диагностическое обследование различными типами интеллектуальных снарядов. Это позволило объективно оценить техническое состояние линейной части.

Результаты диагностического обследования в настоящее время являются базой для определения мест, сроков и объемов первоочередных ремонтов, к которым относятся выявляемые повреждения и определяемые расчетным путем опасные дефекты.

Сопоставление результатов повторных диагностических обследований позволяет определить скорости прироста количества дефектов по глубинам, объяснить их причины и оценить техническое состояние нефтепроводов. Оказалось, что наиболее поврежденными являются северные участки. С продвижением трубопровода с севера на юг плотность дефектов по участкам уменьшается с 50 шт/км до 7 шт/км. Также отмечено, что плотность внутренних дефектов в пятьдесять раз меньше наружных. Превалирующим типом наружных дефектов в настоящее время оказываются коррозионные, составляющие для разных участков нефтепроводов от 50 до 75% их общего количества.

Предлагаемая методика определения остаточного ресурса нефтепровода, оценки его технического состояния позволяет в плановом порядке принимать меры по замене дефектных участков, или эксплуатировать их при сниженных давлениях. Тем самым повышается надежность и экологическая безопасность магистральных нефтепроводов, продляется их жизненный цикл.

Показать весь текст

Список литературы

  1. И.Г., Гареев А. Г. Коррозионно-усталостная долговечность трубной стали в карбонат-бикарбонатной среде // ФХММ. 1993. № 5. С.97−98.-Рус.
  2. И.Г., Гареев А. Г., Мостовой А. В. Коррозионно-механическая стойкость нефтегазовых трубопроводных систем. УФА, из-во «Гилен», 1997, 176с.-Рус.
  3. И.Г., Гареев А. Г., Худяков М. А. Анализ стадий зарождения и развития малоцикловой коррозионной усталости металла магистральных нефтепроводов. / Трубопроводный транспорт нефти. 1999, № 6.-С. 31−34. — Рус.
  4. А.Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость. — М.: Недра, 1991.— 287 с. Рус.
  5. .С. К вопросу определения масштабного фактора в задачах надежности и долговечности в магистральных трубопроводах// Нефти газ. пром-ть. Сер. Трансп. ОРТ и хранение нефти и нефтепродуктов. 1993.-№ 4.-С. 1−4.-Рус.
  6. В. Н., Кривохижа В. Н. Состояние и проблемы трубопроводного транспорта нефти и газа в Западной Сибири // Нефть и газ. Зап. Сиб.: Тез. докл. Междунар. Науч. техн.- конф., Тюмень, 1996. Т, 2 .— Тюмень, 1996 .-С.98— 99.—Рус.
  7. В.Н. Оценка механической надежности магистральных газопроводов //Пробл. развития газодобыв. и газотрансп. систем отрасли и их роль вэнерг. Сев.-Зап. региона России. Тез докл. конф., Ухта, 18—20 апр., 1995 —Ухта, 1995—С. 160—161 —Рус.
  8. Ю.Ахмадуллин К. Р., Новосёлов В. Ф. Оценка степени загрязнённоститрубопровода по данным эксплуатации. / Научно-информационный сборник «Транспорт и хранение нефтепродуктов». — М., ЦНИИТЭнефтехим. 1997, вып. 10−11. — С.22 — 24. -Рус.
  9. В.Д., Блейхер Э. М., Немудров А. Г., Юфин В. А., Яковлев Е. И. Трубопроводный транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1978. — 407с.
  10. . С. О влиянии неровностей основания на устойчивость участков магистральных трубопроводов // Мат. моделир. \ прочн. элементов конструкций / Гос. ун-т «Львов, политехи.».— Львов, 1997.—С. 2−9— Укр— Деп. в Ук-рИНТЭИ 16.4.97, № 335-У 197.
  11. Н.Бомштейн Г. К. Анализ методов расчета напряженно-деформированного состояния магистральных трубопроводов.- Моск. авиац. ин-т. -М, — 1994 -63 с. Рус.
  12. П. П. Механика грунтов в трубопроводном строительстве. -М.: Недра, 1976 — 270 с. — Рус.
  13. П.П. Подземные магистральные трубопроводы. — М.: Недра, 1982.—384с.—Рус.
  14. П.П. Подземные трубопроводы.—М.: Недра, 1973.—306 с.— Рус.
  15. П.П., Березин В.Л, Шадрин О. Б. Подводные трубопроводы. —М.: Недра, 1979—415с,—Рус.
  16. П.П., Березин B.JI. Сооружение магистральных трубопроводов. Учебник для ВУЗов. 2-е изд., переработанное и дополненное. — М.: Недра, 1987.-471с.
  17. П.П., Синюков A.M. Прочность магистральных трубопроводов." М.: Недра, 1984.— 245 с. —Рус.
  18. Г. Н., Захаров М. Н., Лукьянов В. А. Оценка работоспособности участков нефтепродуктопроводов с дефектами труб./Научно-информационный сборник: Транспорт и хранение нефтепродуктов. — М., ЦНИИТЭнефтехим. 1997, № 7. — С. 14 — 18.
  19. В.Н. Разработка стратегии реконструкции линейной части нефтепроводов Западно-Сибирского региона. — Тюмень — 1996. канд. Диссертация 162с.-Рус.
  20. А.Г., Иванов И. А., Абдуллин И. Г., Забазнов А. И., Матросов В. И., Новоселов В. В. Прогнозирование коррозионно-механических разрушений магистральных трубопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 1997. — 170с.
  21. В.Е., Губин В. В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. М.: Недра, 1982. — 296с. — Рус.
  22. А.Г., Журавлев Г. В. Оценка уровня надежности системы магистральных нефтепроводов // ОИ сер. «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов» М. ВНИИОЭНГ, 1982-Рус.
  23. А.Г., Зайнуллин Р. С., Ямалеев К. М. и др. Старение труб нефтепроводов. М.: Недра, 1995. — 218 с. — Рус.
  24. А.Г., Ямалеев К. М., Гумеров Р. С., и др. Дефектность труб нефтепроводов и методы их ремонта. М. Недра, 1998, 251с.- Рус.
  25. М.А., Калинина Э. В. Добкина М.Б. Методы математической статистики в нефтяной и газовой промышленности. М.- Недра, 1979.-340c.-Pyc.
  26. А.П. Прочность при изотермическом и неизотермическом малоцикловом нагружении М.: Наука, 1979.295с. Рус.
  27. В.Н. Прогнозирование времени наступления порывов на нефтепроводе. / Трубопроводный транспорт нефти. 1994, № 6. — С. 25 — 27.
  28. А.С. Внутритрубная дефектоскопия магистральных нефтепроводов // Безопасность труда, 1994. -№ 7.-С.21−31. Рус.
  29. Диагностика и обеспечение работоспособности систем трубопроводного транспорта. 42./ Е. И. Яковлев, В. Д. Куликов, В. Н. Антипьев и др. М.: ВНИИО-ЭНГ, 1992.-224c.-Pyc.
  30. А.С., Воронин И. В., Левин М. С. Условия выноса скоплений воды из пониженных участков нефтепродуктопроводов. /Научно-информационный сборник «Транспорт и хранение нефтепродуктов». М., ЦНИИТЭнефтехим. — 1997, вып. 12. — С.20 -22. — Рус.
  31. Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах. — Рус.
  32. Инструкция по техническому расследованию и учету аварий не повлекших за собой несчастных случаев на подконтрольных Госгортехнадзору СССР предприятиях и объектах. Утв. Наст. ГГГНСССР № 29 от 11.07.85.-Рус.
  33. Концепция методического руководства по оценке степени риска магистральных трубопроводов. Лисин Ю. В., Верушин А. Ю., Лисанов М. В. и др. Трубопроводный транспорт нефти. М. 1997, № 12, 8 14 с. — Рус.
  34. Г. В., Степанов О. А., Угрюмов Р. А. Противокоррозионная защита магистральных нефтепроводов: Справочное пособие. СПб.: Недра, 2001.-188с.
  35. Ю.В. Методические подходы к ремонту магистральных нефтепроводов на основе данных внутритрубной диагностики./ Трубопроводный транспорт нефти. 1999, № 3. — С.20 -26. — Рус.
  36. Е.А., Карнаух Н. Н., Котельников B.C. и др. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России. / Промышленная безопасность. 1996, № 3. — С.45 -51, — Рус.
  37. Н.А. Деформационные критерии разрушения и расчёт элементов конструкций на прочность. / М. Машиностроение, 1981. — 234 с. — Рус.
  38. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов поднадзорных Госгортехнадзору России. ПД09−102−95. М. Рус.
  39. А.В., Киченко С. Б. Оценка максимально допустимого рабочего давления в трубопроводах, повреждённых язвенной коррозией./ Защита от коррозии и охрана окружающей среды. -ВНИИОЭНГ, М. 1996, № 3−4. — С.2 — 7. -Рус.
  40. С.К., Першен А. Н. Надежность газо и нефтепродуктопроводов и их экологическая безопасность. НТЖ. Защита от коррозии и охрана окружающей среды. М, 1996, № 3−4 с 10−15. -Рус.
  41. Надежность магистральных нефте и продуктопроводов. B. J1. Березин, Э. М. Ясин, В. В. Постников и др.// ТНТО. Сер. «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М.: ВНИИОЭНГ, 1971, 80с, — Рус.
  42. А.С., Сабиров У. Н. Оценка качества труб демонтированных и действующих нефтепроводов по результатам испытаний образцов. / Трубопроводный транспорт нефти. 1996, № 2. -С. 25 — 26. — Рус.
  43. В.И., Ясин Э. М. Задачи научно-технического прогресса в области повышения надежности магистрального нефтепроводного транспорта. // РТНС. Сер. «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов».- М.: ВНИИОЭНГ, 1981.- Вып.2.-с. 2−4.-Рус.
  44. В.Ф. Повышение эффективности нефтепродуктопроводного транспорта в условиях неполной загрузки. / Трубопроводный транспорт нефти. -1996, № 4. -С. 24- 25. — Рус.
  45. В.Ф., Сощенко Е. М., Тугунов П. И. и др. Эксплуатация нефтепродуктопроводов при неполной загрузке. М.:ВНИИОЭНГ, 1973. -Рус.
  46. Новые подходы к диагностике дефектов в трубопроводах. Трубопроводный транспорт нефти. М. 1996, № 5, 37−43 с. Рус.
  47. Обеспечение безопасности транспорта нефти по трубопроводам в США./ Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М., ВНИИОЭНГ. — 1998, № 7.-С. 11−17.-Рус.
  48. Организация обслуживания линейной части магистральных нефте и продуктопроводов.-М.: ВНИИОЭНГ, 1970.- 56с, — Рус.
  49. В.В. Механика разрушения. От теории к практике. Серия «Проблемы науки и технического прогресса». М.: Наука, 1990. 240 с. -Рус.
  50. Пол Манделла. Новое в технологии диагностики /по материалам доклада представителя компании British Gas (Великобритания) на конференции по диагностике трубопроводов в Амстердаме.// Трубопроводный транспорт нефти,-1997.-№ 1-е. 31−34. Рус.
  51. В.Н. Влияние диаметра магистральных трубопроводов на характеристики их долговечности // Газовая промышленность, 1993. № 12.021−23.-Рус.
  52. О.Н. Новые подходы к оценке усталости металлов.// Итоги науки и техники. Коррозия и защита от коррозии. М.: ВИНИТИ, 1990.Т.16.С.55−88.-Рус.
  53. О.Н., Никифорчин Г. Н. Механика коррозионного разрушения конструкционных сплавов. М.: Металлургия, 1986. — С. 112 — 117.
  54. А.Б., Самойлов Б. В. Оптимизация режима работы магистрального нефтепродуктопровода. / Научно-информационный сборник «Транспорт и хранение нефтепродуктов». М., ЦНИИТЭнефтехим. — 1997, вып. 9. — С.8 -11. — Рус.
  55. А.Д., Елагина О. Ю., Лившиц Л. С. Ударная вязкость металла газопроводных труб. / Газовая промышленность. М. — 1998, № 2. — С.48 -49. — Рус.
  56. С.В., Когаев В. П., Шнейдерович P.M. Несущая способность и расчет деталей машин на прочность: Руководство и справочное пособие, 3-е изд. перераб. и доп./ Под ред. С. В. Серенсона. М.: Машиностроение, 1975. 488с.-Рус.
  57. Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз. Р. А. Алиев. И. В. Березин, Л. Г. Телегин и др. М.: Недра, 1987.-271с. — Рус.
  58. Старение труб нефтепроводов. А. Г. Гумеров, Р. С. Зайнуллин, К. М. Ямалеев и др. М.: Недра, 1987. — 271с. — Рус.
  59. И.О., Клишин А. И. Температурные режимы нефтепровода при изменяющейся производительности./Известия высших учебных заведений «Нефть и газ». ТНГУ. — 1997, № 6. — С. 158. — Рус.
  60. И.О., Степанова Е. А. Долговечность магистральных нефтепроводов. / Строительный вестник. Тюмень, ТюмГАСА — 2003, № 3 — С. 42−47.
  61. И.О., Степанова Е. А. Расчет максимально-допустимого рабочего давления нефтепроводов с коррозионными повреждениями, сб-ик докладов научно-практической конференции, посвященной 30-летию ТюмГАСА. М. 2000 г. — С. 422 — 427. — Рус.
  62. Технико-экономическая оценка состояния магистральных нефтепроводов АООТ «Сибнефтепровод» и пути повышения их надежности в новых условиях./ Отчет о НИР АТН РФ. Тюмень: ТГМЦ. 1994, 123с.-Рус.
  63. В.Т., Прокоповский В. В., Прокопенко А. В. Трещиностойкость металлов при циклическом нагружении. Киев: Наукова думка, 1987. 256 с. Рус.
  64. Трубопроводный транспорт газа. С. А. Бобровский, С. Г. Щербаков, Е. И. Яковлев и др. М.: Наука, 1976.- 495с. Рус.
  65. П.И., Козлова Р. Г., Абрамзон J1.C. и др. Эксплуатация трубопроводов при неполной загрузке. М.:ВНИИОЭНГ, 1975. — Рус.
  66. М.Ф., Трубицын В. А., Черняев К. В., Васин Е. С. Экспериментальное исследование с целью определения остаточного ресурса труб с дефектами геометрии. / Трубопроводный транспорт нефти.-1996, № 4.-С. 13−16.-Рус.
  67. С.К., Яременко М. А., Ланчаков Г. А., Степаненко А. И. Диагностика напряженного состояния газопроводов. / Газовая промышленность. -М. 1998, № 2. — С. 60 — 61. — Рус.
  68. В.Н. Оценка долговечности линейных участков магистральных нефтепроводов.// Трубопроводный транспорт нефти.-1997.- № 2.-с. 17−20.-Рус.
  69. В.Д. АК «Транснефть»: новые экономические условия, новая стратегия./ Трубопроводный транспорт нефти. 1997, № 1. — С.5 — 10. — Рус.
  70. В.Д., Галлямов А. К., Банков И. Р. Оценка параметров надежности центробежных насосов магистральных нефтепроводов.// Нефтяное хозяйство, 1987.-№ 9.-С.З-6. -Рус.
  71. В.Д., Никитина Е. В., Ясин Э. М. Оценка надёжности системы магистральных нефтепроводов. / Нефтяное хозяйство. 1984, № 9. — С. 44−48.-Рус.
  72. К.В. Оценка прочности и остаточного ресурса магистрального нефтепровода с дефектами, обнаруживаемыми внутритрубными инспекционными снарядами. // Трубопроводный транспорт нефти. М.: ТрансПресс, 1995.-№ 2.-С.8−12.-Рус.
  73. К.В., Байков И. Р. Оценка остаточного ресурса магистральных нефтепроводов. / Трубопроводный транспорт нефти. 1995, № 7. — С. 12−16. -Рус.
  74. К.В., Белкин А. А. Комплексный подход к проведению диагностики магистральных нефтепроводов. / Трубопроводный транспорт нефти. 1999, № 6. — С. 24 — 30. — Рус.
  75. К.В., Васин Е. С. Применение прочностных расчётов для оценки на основе внутритрубной дефектоскопии технического состояния магистральных нефтепроводов с дефектами. / Трубопроводный транспорт нефти. 1996, № 1.-С. 11−15.-Рус.
  76. К.В., Васин Е. С., Трубицын В. А., Фокин М. Ф. Оценка прочности труб с вмятинами по данным внутритрубных профилемеров. / Трубопроводный транспорт нефти. 1996, № 4. — С. 8 — 12. — Рус.
  77. К.В., Шолухов В. И., Кадакин В. П. Техническая диагностика нефтепроводного транспорта АК «Транснефть». / Трубопроводный транспорт нефти. 1994, № 5. — С. 29 — 31. — Рус.
  78. В.В. Структура и программная реализация банка данных условия возникновения и развития дефектов линейной части магистральных нефтепроводов. Трубопроводный транспорт нефти. М, 1994, № 7, 25−28 с. Рус.
  79. Е.И. Оперативное управление магистральными трубопроводами, техническое обслуживание и ремонт // Итоги науки и техники. Сер. «Трубопроводный транспорт». М.: ВИНИТИ, 1990, — Т. 13.- С. 63−136. — Рус.
  80. Э.М. О тенденциях изменения оптимальных параметров магистральных нефтепроводов. / Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М. -1977, № 4.-С. 8 — 11. — Рус.
  81. Э.М., Никитина Е. В. К расстановке ёмкостей на нефтепроводах.
  82. РНТС. Сер. «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М.: ВНИИО-ЭНГ. — 1983. — Вып. № 6. — С. 1 — 2.(44) — Рус.
  83. Hovey D.J., Farmer E.J. DOT stats indicate need to refocus pipeline accident prevention./ Oil and Gas J. 1999, 15/111. — Vol. 97, № 11. — P. 52−53.
  84. Jones D.J., Dawson S.J., Drawn M. Smart pigs assess reliability of corroded pipelines./ Pipeline and Gas J. 1995, III. — P. 32 — 33.
  85. O’Grady T.J., Hisey D.T., Kiefer J.F. Pressure calculation for corroded pipe developed./Oil and Gas J. 1992/ - Vol. 90, № 42. — P. 84 — 89.
  86. Page T.W. Heavy crude pipeline uses dual-fuel capacity engines. / Pipeline industry. 1991, June. — P. 53.
  87. US hazardous-liquid pipeline risk-assessment report. /Pipes and Pipeline In-temat. 1993, IX — X. — Vol. 38, № 5. — P. 5−8.
  88. Wardhaugh L.T., Boger D.V. Flow characteristics of waxy crude oils: application to pipeline design./AIChE J. 1991, June. — Vol. 37, № 6. — P. 871 -885.
  89. Изменение остаточного ресурса нефтепровода при различной глубине коррозионного повреждения SK и постоянных значениях длины и ширины
  90. Наименование величин Значения величин1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
  91. Коэффициент концентрации напряжений в продольном направлении 1,066 1,110 1,150 1,187 1,223 1,259 1,293 1,328 1,363 1,398
  92. Коэффициент концентрации напряжений в поперечном направлении 1,061 1,101 1,138 1,172 1,205 1,238 1,270 1,302 1,334 1,365
  93. Коэффициент концентрации напряжений средний 1,063 1,106 1,144 1,180 1,214 1,248 1,282 1,315 1,348 1,382
  94. Кольцевые (окружные) напряжения 205,11 205,11 205,11 205,11 205,11 205,11 205,11 205,11 205,11 205,11
  95. Упругопластический коэффициент напряжений 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618
  96. Упругопластический коэффициент деформаций 0,313 0,338 0,362 0,385 0,408 0,431 0,454 0,478 0,503 0,528
  97. Размах общей деформации • 103 2,564 2,614 2,66 2,705 2,75 2,795 2,841 2,887 2,935 2,984
  98. Истинная амплитуда деформаций в вершине коррозионного дефекта • 103 2,561 2,61 2,656 2,701 2,746 2,791 2,837 2,883 2,931 2,98
  99. Глубина коррозионного дефекта, мм 0,379 0,616 0,818 1,000 1,169 1,328 1,480 1,625 1,764 1,900
  100. Длина коррозионного дефекта, мм 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24
  101. Ширина коррозионного дефекта, мм 26 26 26 26 26 26 26 26 26 26
  102. Толщина стенки трубопровода, мм 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12
  103. Остаточный ресурс при нагружении 300 циклов/год, лет 72,18 67,76 63,993 60,62 57,52 54,63 51,91 49,35 46,92 44,61
  104. Возраст образцов, лет 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
  105. Число циклов до зарождения трещин в металле старой трубы с коррозионными дефектами, шт-103 21,65 20,33 19,20 18,19 17,25 16,39 15,57 14,81 14,08 13,38
  106. Общий срок службы трубопровода, лет 73,18 69,76 66,99 64,62 62,52 60,63 58,91 57,35 55,92 54,611 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
  107. Коэффициент концентрации напряжений в продольном направлении 1,433 1,468 1,503 1,539 1,575 1,611 1,649 1,686 1,724 1,763
  108. Коэффициент концентрации напряжений в поперечном направлении 1,397 1,429 1,462 1,494 1,527 1,560 1,594 1,628 1,663 1,698
  109. Коэффициент концентрации напряжений средний 1,415 1,449 1,482 1,517 1,551 1,586 1,621 1,657 1,694 1,731
  110. Кольцевые (окружные) напряжения 205,11 205,11 205,11 205,11 205,11 205,11 205,11 205,11 205,11 205,11
  111. Упругопластический коэффициент напряжений 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618
  112. Упругопластический коэффициент деформаций 0,553 0,580 0,607 0,636 0,665 0,695 0,727 0,759 0,793 0,828
  113. Размах общей деформации • 103 3,035 3,086 3,14 3,195 3,253 3,312 3,373 3,436 3,502 3,571
  114. Истинная амплитуда деформаций в вершине коррозионного дефекта -103 3,03 3,082 3,135 3,19 3,247 3,306 3,367 3,431 3,496 3,564
  115. Глубина коррозионного дефекта, мм 2,031 2,158 2,282 2,404 2,523 2,640 2,754 2,866 2,977 3,086
  116. Длина коррозионного дефекта, мм 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24
  117. Ширина коррозионного дефекта, мм 26 26 26 26 26 26 26 26 26 26
  118. Толщина стенки трубопровода, мм 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12
  119. Остаточный ресурс при нагружении 300 циклов/год, лет 42,40 40,30 38,29 36,37 34,53 32,77 31,09 29,47 27,93 26,46
  120. Возраст образцов, лет 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
  121. Число циклов до зарождения трещин в металле старой трубы с коррозионными дефектами, шт-10 12,72 12,09 11,49 10,91 10,36 98,31 93,26 88,42 83,80 79,37
  122. Общий срок службы трубопровода, лет 53,40 52,30 51,29 50,37 49,53 48,77 48,09 47,47 46,93 46,461 2 3 4 5 6 7 Я 9 10 11
  123. Коэффициент концентрации напряжений в продольном направлении 1,802 1,842 1,883 1,924 1,967 2,010 2,053 2,098 2,144 2,190
  124. Коэффициент концентрации напряжений в поперечном направлении 1,734 1,770 1,807 1,844 1,883 1,921 1,961 2,001 2,042 2,084
  125. Коэффициент концентрации напряжений средний 1,768 1,806 1,845 1,884 1,925 1,965 2,007 2,050 2,093 2,137
  126. Кольцевые (окружные) напряжения 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1
  127. Упругопластический коэффициент напряжений 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618
  128. Упругопластический коэффициент деформаций 0,864 0,902 0,941 0,982 1,024 1,068 1,114 1,1613 1,211 1,263
  129. Размах общей деформации-103 3,641 3,715 3,792 3,871 3,954 4,04 4,129 4,222 4,319 4,42
  130. Истинная амплитуда деформаций в вершине коррозионного дефекта-103 3,635 3,708 3,784 3,863 3,946 4,031 4,12 4,213 4,31 4,41
  131. Глубина коррозионного дефекта, мм 3,193 3,299 3,403 3,506 3,607 3,708 3,807 3,905 4,002 4,098
  132. Длина коррозионного дефекта, мм 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24
  133. Ширина коррозионного дефекта, мм 26 26 26 26 26 26 26 26 26 26
  134. Толщина стенки трубопровода, мм 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12
  135. Остаточный ресурс при нагружении 300 циклов/год, лет 25,05 23,70 22,41 21,18 20,01 18,88 17,81 16,80 15,82 14,90
  136. Возраст образцов, лет 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
  137. Число циклов до зарождения трещин в металле старой трубы с коррозионными дефектами, шт-103 75,14 71,10 67,23 63,54 60,02 56,65 53,44 50,38 47,47 44,70
  138. Общий срок службы трубопровода, лет 46,05 45,70 45,41 45,18 45,00 44,88 44,81 44,80 44,83 44,901 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
  139. Коэффициент концентрации напряжений в продольном направлении 2,238 2,286 2,336 2,386 2,438 2,491 2,545 2,601 2,657 2,715
  140. Коэффициент концентрации напряжений в поперечном направлении 2,127 2,171 2,215 2,261 2,307 2,354 2,403 2,452 2,503 2,555
  141. Коэффициент концентрации напряжений средний 2,182 2,228 2,275 2,323 2,372 2,423 2,474 2,526 2,580 2,635
  142. Кольцевые (окружные) напряжения 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1
  143. Упругопластический коэффициент напряжений 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618
  144. Упругопластический коэффициент деформаций 1,316 1,373 1,431 1,492 1,556 1,622 1,692 1,764 1,840 1,919
  145. Размах общей деформации-103 4,525 4,635 4,749 4,868 4,993 5,122 5,258 5,4 5,548 5,702
  146. Истинная амплитуда деформаций в вершине коррозионного дефекта-103 4,515 4,624 4,738 4,856 4,98 5,109 5,244 5,385 5,532 5,686
  147. Глубина коррозионного дефекта, мм 4,194 4,288 4,381 4,474 4,566 4,656 4,747 4,836 4,925 5,013
  148. Длина коррозионного дефекта, мм 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24
  149. Ширина коррозионного дефекта, мм 26 26 26 26 26 26 26 26 26 26
  150. Толщина стенки трубопровода, мм 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12
  151. Остаточный ресурс при нагружении 300 циклов/год, лет 14,10 13,18 12,39 11,63 10,92 10,24 9,595 8,99 8,41 7,864
  152. Возраст образцов, лет 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40
  153. Число циклов до зарождения трещин в металле старой трубы с коррозионными дефектами, шт-103 42,06 39,55 37,16 34,90 32,75 30,72 28,78 26,96 25,23 23,59
  154. Общий срок службы трубопровода, лет 45,10 45,18 45,39 45,63 45,92 46,24 46,60 46,99 47,41 47,861 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
  155. Коэффициент концентрации напряжений в продольном направлении 2,774 2,835 2,897 2,961 3,027 3,094 3,163 3,234 3,306 3,381
  156. Коэффициент концентрации напряжений в поперечном направлении 2,608 2,662 2,718 2,775 2,833 2,893 2,954 3,017 3,081 3,147
  157. Коэффициент концентрации напряжений средний 2,691 2,749 2,808 2,868 2,930 2,993 3,058 3,125 3,194 3,264
  158. Кольцевые (окружные) напряжения 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1
  159. Упругопластический коэффициент напряжений 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618
  160. Упругопластический коэффициент деформаций 2,002 2,088 2,179 2,274 2,373 2,477 2,586 2,700 2,819 2,945
  161. Размах общей деформации-10 5,864 6,033 6,21 6,395 6,589 6,792 7,004 7,227 7,461 7,706
  162. Истинная амплитуда деформаций в вершине коррозионного дефекта-103 5,847 6,015 6,191 6,375 6,567 6,769 6,98 7,201 7,433 7,677
  163. Глубина коррозионного дефекта, мм 5,100 5,187 5,273 5,359 5,444 5,528 5,612 5,695 5,778 5,860
  164. Длина коррозионного дефекта, мм 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24
  165. Ширина коррозионного дефекта, мм 26 26 26 26 26 26 26 26 26 26
  166. Толщина стенки трубопровода, мм 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12
  167. Остаточный ресурс при нагружении 300 циклов/год, лет 7,349 6,862 6,404 5,971 5,564 5,180 4,819 4,480 4,162 3,863
  168. Возраст образцов, лет 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50
  169. Число циклов до зарождения трещин в металле старой трубы с коррозионными дефектами, шт-103 22,05 20,59 19,21 17,91 16,69 15,54 14,46 13,44 12,49 11,59
  170. Общий срок службы трубопровода, лет 48,35 48,86 49,40 49,97 50,56 51,18 1 51,82 52,48 53,16 53,861 2 3 4 5 6 7 8
  171. Коэффициент концентрации напряжений в продольном направлении 3,458 3,536 3,617 3,700 3,786 3,874 3,965
  172. Коэффициент концентрации напряжений в поперечном направлении 3,215 3,284 3,356 3,429 3,505 3,582 3,662
  173. Коэффициент концентрации напряжений средний 3,336 3,410 3,487 3,565 3,645 3,728 3,813
  174. Кольцевые (окружные) напряжения 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1
  175. Упругопластический коэффициент напряжений 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618
  176. Упругопластический коэффициент деформаций 3,077 3,215 3,360 3,513 3,673 3,842 4,019
  177. Размах общей деформации-103 7,964 8,234 8,517 8,816 9,129 9,458 9,805
  178. Истинная амплитуда деформаций в вершине коррозионного дефекта-103 7,932 8,20 8,481 8,777 9,088 9,414 9,757
  179. Глубина коррозионного дефекта, мм 5,942 6,023 6,104 6,185 6,265 6,344 6,423
  180. Длина коррозионного дефекта, мм 24 24 24 24 24 24 24
  181. Ширина коррозионного дефекта, мм 26 26 26 26 26 26 26
  182. Толщина стенки трубопровода, мм 12 12 12 12 12 12 12
  183. Остаточный ресурс при нагружении 300 циклов/год, лет 3,583 3,321 3,075 2,845 2,630 2,429 2,242
  184. Возраст образцов, лет 51 52 53 54 55 56 57
  185. Число циклов до зарождения трещин в металле старой трубы с коррозионными дефектами, —, 10,75 99,6 92,24 85,35 78,90 72,88 67,27
  186. Общий срок службы трубопровода, лет 54,58 55,32 56,08 56,85 57,63 58,43 59,24
  187. Изменение остаточного ресурса трубопровода с постоянной глубиной 5К и длиной £к = 24 мм, коррозионной язвы приизменении ширины 8К.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!