CC BY
192
Ключевые слова:
магистральный
газопровод,
коррозионное
растрескивание
под напряжением,
капитальный
ремонт,
достоверная оценка
материально-
технических
ресурсов,
внутритрубная
дефектоскопия,
неразрушающий
контроль,
корреляционная
модель стресс-
коррозионной
поврежденности
магистральных
газопроводов.
Keywords:
trunk gas pipeline, stress corrosion cracking, major overhaul, reliable estimation of inventory, in-tube inspection, nondestructive testing,
correlation pattern of trunk pipeline stress-corrosion.
УДК 621.644.07:[620.194.22+004.942]
CE. Нефёдов, И.В. Ряховских, Р.И. Богданов, О.В. Маевский, С.А. Марцевой, А.А. Селиванов, А.М. Мирзоев
Планирование диагностических и ремонтных работ на участках линейной части магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Югорск», подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением
ООО «Газпром трансгаз Югорск» эксплуатируется самая протяженная сеть магистральных газопроводов (МГ) в составе газотранспортной системы (ГТС) ПАО «Газпром», расположенная на территориях Ямало-Ненецкого (ЯНАО) и Ханты-Мансийского (ХМАО) автономных округов и Свердловской области. Многониточная система МГ Общества, осуществляющая транспортировку газа от северных месторождений Западной Сибири, построена в период с начала 1970-х до середины 1990-х гг. из труб большого диаметра, неоднородных по металлургическому качеству и технологии производства [1—4], изолированных преимущественно пленочными защитными покрытиями трассового нанесения, средний срок службы которых до образования первых несквозных повреждений (гофры, отслоения) на тот момент составлял 10 лет [5]. Указанные обстоятельства впоследствии стали основными факторами повышенной поврежденности и аварийности МГ Общества по причине коррозионного растрескивания под напряжением (КРН) (рис. 1).
За прошедший период в ООО «Газпром трансгаз Югорск» удалось достичь важных результатов в решении многих организационных и технических задач, связанных со снижением опасности аварий и инцидентов по причине стресс-коррозии МГ. Разработаны и применяются методические подходы к планированию технического диагностирования (ТД) и ремонта объектов МГ Общества, включая расчетные методы прогнозирования стресс-коррозионного состояния участка МГ, оценки прочности труб с повреждениями КРН, а также рекомендации по ремонту дефектных труб. Требуемый уровень надежности МГ ООО «Газпром трансгаз Югорск» достигнут за счет своевременной реализации периодических мероприятий по техническому диагностированию, выборочному и капитальному ремонту газопроводов [6, 7].
При этом в 2013 г. в соответствии с Инструкцией по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании МГ введены весьма консервативные требования к обязательной вырезке и отбраковке труб со стресс-коррозионными повреждениями глубиной от 0,3 мм (составляет 0,02/ для наиболее распространенных на линейных частях (ЛЧ) МГ Общества труб диаметром 1420 мм с толщиной
7 % 5 % 7 % — 61 %
9 %
КРН
строительные дефекты дефекты труб и оборудования механические повреждения
18 ■ коррозия
Рис. 1. Распределение причин аварий на МГ ООО «Газпром трансгаз Югорск»
за период 2004-2013 гг.
стенки t = 15,7 мм) при проведении капитального ремонта (КР) МГ. В связи с этим в 2014 г. доля труб, вырезанных и отбракованных в процессе КР на объектах ООО «Газпром трансгаз Югорск» по причине КРН, увеличилась более чем в 2 раза по сравнению с предыдущими периодами (рис. 2). Таким образом, особую актуальность для ООО «Газпром трансгаз Югорск» приобрела задача повышения достоверности оценки материально-технических ресурсов (МТР), необходимых для ремонта участков МГ, подверженных КРН.
На сегодняшний день планирование КР участков МГ и разработка методов прогнозирования количества подлежащих замене труб со стресс-коррозионными повреждениями осуществляется по данным периодических
технических обследований с использованием внутритрубных дефектоскопов [8], которые в свою очередь не всегда обладают необходимой точностью [9]. Cравнение данных вну-тритрубного технического диагностирования (ВТД) с применением магнитных снарядов-дефектоскопов и фактической отбраковки труб со стресс-коррозионными повреждениями глубиной более 0^ при КР газопроводов в ряде случаев показывает значительные отклонения от требований ГОСТ Р 55999-2014 [10]. В качестве примера в табл. 1 представлены данные ВТД и неразрушающего контроля (НК) труб при КР, из которых следует, что большая часть глубоких стресс-коррозионных трещин (0^ и более) не были выявлены или правильно идентифицированы по результатам ВТД.
ю £
о4
К В
II §
ё 8
К а
о £
О
1 ■ 2012 г. 1 2013 г. ■ 2014 г.
1
1
1
_ щ
(0-0,05)? (0,05-0,10)? (0,10-0,15)? (0,15-0,20)? (0,20-0,25)? (0,25-1,00)?
Диапазон глубины повреждений
Рис. 2. Динамика отбраковки труб со стресс-коррозионными повреждениями различной глубины в процессе КР на объектах ООО «Газпром трансгаз Югорск» в 2012-2014 гг.
Таблица 1
Результаты сопоставительного анализа результатов диагностирования участков ЛЧ МГ
ООО «Газпром трансгаз Югорск»
Краткая информация об участке ЛЧ МГ Данные НК при КР, всего труб со стресс-коррозионными повреждениями глубиной 3 мм и более Данные ВТД из выборки НК при КР, труб
зона продольных трещин повреждение не обнаружено неправильная идентификация повреждения
МГ 1, участок протяженностью 23 км, ВТД 2012 г., КР в 2015 г. 42 2 40 0
МГ 2, участок протяженностью 36 км, ВТД в 2009 г., КР в 2014 г. 95 18 25 52
МГ 3, участок протяженностью 25 км, ВТД в 2011 г., КР в 2014 г. 106 6 100 0
МГ 4, участок протяженностью 18 км, ВТД в 2011 г., КР в 2015 г. 52 19 31 2
МГ 5, участок протяженностью 53 км, ВТД в 2013 г., КР в 2015 г. 25 2 22 1
0
Указанные выше возможности ВТД ЛЧ МГ приводят к существенным отклонениям от ранее запланированных объемов отбраковки труб со стресс-коррозионными повреждениями в процессе КР, а также в ряде случаев к непрогнозируемым отказам МГ по причине КРН [11]. В связи с этим предложена методика оценки количества дефектных труб с учетом данных ВТД и результатов дополнительных обследований труб в шурфах, назначенных по данным коррозионных обследований [12]. Однако используемые при проведении коррозионных обследований электрометрические методы (выносного электрода, интенсивных измерений и др.) не позволяют обнаруживать участки труб с отслоениями и гофрами изоляционного покрытия [12], в то же время повреждения стресс-коррозионного характера образуются именно в указанных местах.
Таким образом, актуальна и необходима разработка корреляционной модели, основанной на статистической зависимости стресс-коррозионной поврежденности труб от технических характеристик и эксплуатационных параметров участков МГ, а также факторов внешней среды, с целью оптимального планирования выборочного и капитального ремонта участков МГ и прогнозирования объемов материально-технических ресурсов и предремонтных обследований в протяженных шурфах. Поставленная цель достигается за счет реализации комплекса организационно-технических мероприятий по оценке протяженности труб, пораженных КРН, а именно (рис. 3):
• сбора и систематизации исходных данных о выбранном участке ЛЧ МГ;
• прогнозирования протяженности труб со стресс-коррозионными повреждениями, ранжирования участков ЛЧ МГ по потенциальной опасности с использованием корреляционной модели;
• уточнения результатов прогнозирования по корреляционной модели;
• оценки протяженности труб со стресс-коррозионными повреждениями для планирования КР.
Потенциально опасными считают участки ЛЧ МГ с наибольшим прогнозируемым значением доли пораженных КРН труб. Прогнозирование значения доли пораженных КРН труб на ЛЧ МГ выполняют на участках протяженностью не более 10 км, что учитывается при определении приоритетов проведения
обследований в протяженных шурфах. Число протяженных шурфов на участке ЛЧ МГ выбирается исходя из прогнозируемого поражения труб стресс-коррозионными повреждениями в диапазоне глубин от 0,3 мм до 1,0/ (см. далее Корреляционная модель стресс-коррозионной поврежденности труб).
Методика проведения работ
На первом этапе исследований выполнена классификация стресс-коррозионных повреждений металла труб по степени их опасности и диагностируемости существующими средствами автоматизированного НК. В соответствии с прочностными расчетами по методике СТО Газпром 2-2.3-173-2007 [14] и результатами стендовых испытаний ООО «Газпром транс-газ Югорск» [15], а также с учетом рабочих диапазонов наружных сканеров-дефектоскопов [16] и приборов ВТД [10] построение корреляционной модели стресс-коррозионной повреж-денности труб выполнялось для двух диапазонов глубин повреждений КРН 0,3 мм - 1,0/ и (0,1-1,0)/, выбранных в зависимости от степени их опасности в отношении надежности МГ.
По результатам статистического анализа данных технической диагностики установлено, что глубина абсолютного большинства стресс-коррозионных повреждений (более 90 % от общего числа) независимо от региона прокладки МГ ООО «Газпром трансгаз Югорск» не превышает 0,1/ (рис. 4), что согласуется с аналогичными отечественными и зарубежными статистическими исследованиями [6, 17]. При этом указанные стресс-коррозионные повреждения не оказывают значимого влияния на эксплуатационную надежность переизолированного участка ЛЧ МГ в случае их пропуска при КР [15], но вносят наибольшую неопределенность с точки зрения диагностируемости и прогнозирования отбраковки труб при КР.
На втором этапе выполнен прогноз повреж-денности труб стресс-коррозией на участке ЛЧ МГ с учетом следующих основных факторов:
• типа и способа нанесения защитного покрытия трубопровода;
• долевого распределения труб (одношов-ная, двухшовная, спиральношовная) в составе участка МГ;
• времени эксплуатации МГ;
• региональных условий эксплуатации МГ (характера местности, состава и свойств грунта и др.);
• напряженно-деформированного состояния трубопровода, в особенности уровня кольцевых напряжений;
• местоположения рассматриваемого участка МГ относительно компрессорной станции.
Следует отметить, что учет данных факторов не требует от газотранспортного Общества проведения дополнительных диагностических обследований МГ.
В качестве переменной, которая учитывает влияние всех перечисленных факторов и характеризует фактическую повреж-денность труб стресс-коррозией, выбрана плотность распределения пораженных КРН труб (рКРН, ед./км), т.е. отношение числа труб со стресс-коррозионными повреждениями к протяженности обследованного участка МГ. При анализе использованы геометрические
Анализ данных
Исполнительная и эксплуатационная документация ВТД ТД в шурфах ГТД Обследование грунтов Комплексные электрометрические обследования
Прогнозирование потенциально опасных участков ЛЧМГ и протяженности труб, пораженных стресс-коррозией
Сбор дополнительных данных (оценка агрессивности грунта, ГТД)
Определение необходимого количества протяженных шурфов
Нейросетевое моделирование
Верификация нейросетевой модели с учетом проведенных ранее обследований в шурфах
Определение мест проведения обследований в протяженных шурфах
Проведение диагностических обследований в протяженных шурфах
Аналитическое моделирование
Планирование МТР для КР ЛЧ МГ
Уточняющий расчет протяженности труб, пораженных КРН
Рис. 3. Алгоритм организационно-технических мероприятий по оценке протяженности труб, пораженных КРН, при планировании КР: ГТД - газотехническая диагностика
ig 100
U
it 80
60
40
20
1 ■ ХМАО 1 Свердловская обл. ■ ЯНАО -
■ ■
(0-0,1)t
50
<u
ЁВ
а 40
30
20
10
_43,63
ХМАО
Свердловская обл. ЯНАО
(0,1-0,2)t > 0,2t
Глубина повреждений
(0,1-1,0)? Глубина повреждений
0
0
Рис. 4. Распределение стресс-коррозионных повреждений по глубине на участках МГ ООО «Газпром трансгаз Югорск» на территориях ХМАО, ЯНАО и Свердловской области
Рис. 5. Плотность распределения труб со стресс-коррозионными повреждениями двух диапазонов глубин (0,3 мм - И и (0,1-1)?) на участках МГ диаметром 1420 мм, расположенных в ХМАО, ЯНАО и Свердловской области
Таблица 2
Корреляционная матрица
г-фактор /-значение г-фактора V,.,. для диапазона глубин стресс-коррозионных повреждений
0,3 мм - 0,1t (0,1-1)t
1. Региональные условия эксплуатации МГ ХМАО 1,000 1,000
ЯНАО 0,026 0,021
Свердл. обл. 0,357 0,469
2. Тип защитного покрытия МГ Пленочное 1,000 1,000
Заводское 0,009 0,219
Битумное 0,148 0,021
3. Время эксплуатации МГ, лет 21-25 0,155 0,429
26-30 0,950 0,757
31-35 1,000 1,000
4. Уровень кольцевых напряжении в МГ, МПа 200-280 0,700 0,650
280-350 1,000 1,000
5. Конструкция труб 1Ш 0,937 0,942
2Ш 1,000 1,000
6. Расстояние от компрессорной станции по ходу движения газа, км 0-10 1,000 1,000
10-20 1,000 0,941
20-30 1,000 0,854
30-40 1,000 0,901
40-50 0,750 0,941
50-60 0,550 0,592
60-70 0,550 0,181
70-80 0,470 0,244
80-90 0,320 0,025
90 и более 0,041 0,013
параметры стресс-коррозионных повреждений, измеренные при проведении НК в процессе КР участков МГ с применением автоматизированных наружных сканеров-дефектоскопов марок Sonet и ДНС. Общее число стресс-коррозионных повреждений на анализируемых участках МГ составило 35450 ед.
Расчет весовых коэффициентов у, для каждого значения j каждого оцениваемого фактора i корреляционной модели выполнен по формуле
Vj =■
Ркрн,
р
! КРН ,
N
= P-ph _'/L'J (1 -ю) +———Ю,
Щ«
N
МГ; P
3 I 70
а &
§ £ 60
« л
§ ¡Г
ю * 50
о з
*о g
^ I 40
° В
5 I
£ & 30
^ и
20
(1)
где ркрн - осредненная плотность распределения труб со стресс-коррозионными повреждениями различной глубины на участках МГ, характеризуемых остальными факторами аналогично оцениваемому за исключением оцениваемого /'-го фактора, для '-го значения оцениваемого /-го фактора; р™н - максимальная плотность распределения труб со стресс-коррозионными повреждениями различной глубины среди всех значений оцениваемого /-го фактора.
Для примера представлена зависимость рКРН от региона прокладки МГ (рис. 5). Как видно, в наименьшей степени стресс-коррозии подвержены участки МГ в ЯНАО, в наибольшей - в ХМАО. В этом отношении для обоих выбранных диапазонов повреждений прослеживается единая тенденция.
Аналогичные зависимости распределения плотности пораженных КРН труб получены для всех факторов, определяющих стресс-коррозионную поврежденность. Соответствующие весовые коэффициенты представлены в корреляционной матрице (табл. 2).
Корреляционная модель стресс-коррозионной поврежденности труб
На третьем этапе долю труб со стресс-коррозионными повреждениями на ЛЧ МГ Общества для двух диапазонов глубин повреждений 0,3 мм - 1/ и (0,1-1,0)/ прогнозируют с использованием формулы
(2)
где ' - диапазон глубины повреждений (0,3 мм -1/ либо (0,1-1)/); Ркрн - прогнозируемое значение доли '-поврежденных труб на участке
10
0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 Доля труб со стресс-коррозионными повреждениями
Рис. 6. Зависимость требуемого числа обследованных труб в протяженных шурфах от ркрн,.
газопроводах Общества; у - весовой коэффициент /-го фактора для участка, на котором прогнозируется Ркрн (определяется по (1), расчетные значения см. в табл. 2); - среднее значение весового коэффициента /-го фактора на ранее отремонтированных газопроводах Общества; ю - параметр, учитывающий объем диагностических обследований в шурфах, выполненных на оцениваемом участке газопровода (рис. 6); Жкрн - количество '-поврежденных труб, выявленных по результатам обследований в протяженных шурфах1; N - общее количество труб, подлежащих обследованию в протяженных шурфах для уточнения Ркрн , рассчитанное по биноминальному закону распределения в зависимости от Ркрн при ю = 0. Места проведения «уточняющих» протяженных шурфов вне зависимости от наличия или отсутствия данных ВТД рекомендуется определять с использованием метода половинного деления (рис. 7).
В формуле (2) первое слагаемое учитывает имеющиеся данные по обследованиям труб на участках КР ЛЧ МГ ООО «Газпром транс-газ Югорск» и характеристики оцениваемого участка, второе слагаемое - информацию, полученную при инструментальном обследовании оцениваемого участка в шурфах.
среднее значение доли j-повреж-
денных труб на ранее отремонтированных
Под протяженным шурфом понимается участок трубопровода, обеспечивающий попадание в шурф кольцевых сварных стыков с прилегающими участками соседних труб длиной по 0,5 м.
0
•-О-•
N N N
•-О-о-о-•
N м2 м5 N1 м6 N3 м7
•-О-О-О-о-о-о-о-•
Рис. 7. Схема определения мест протяженных шурфов с использованием метода половинного деления
Поэтому при определении доли труб со стресс-коррозионными повреждениями на оцениваемом участке ЛЧ МГ рассмотрены результаты НК труб на ранее отремонтированных газопроводах Общества по следующим сценариям:
• на смежных участках МГ одного линейного производственного управления (ЛПУ) (сценарий 1);
• смежном участке МГ соседних ЛПУ (сценарий 2);
• соседних участках МГ одного ЛПУ (сценарий 3);
• участке МГ в пределах одного региона (сценарий 4).
Обсуждение полученных результатов
Верификация разработанной корреляционной модели выполнена для 80 участков ЛЧ МГ ООО «Газпром трансгаз Югорск» протяженностью 10 км, в отношении которых имеется информация по результатам НК труб в процессе КР в 2013-2015 гг. Для исключения статистических выбросов в полученном множестве участков не учитывались те, где фактическая доля поврежденных КРН труб была на порядок меньше, чем на смежных с ними участках.
По результатам верификации модели из четырех названных ранее сценариев выбраны три наиболее приемлемых - первый, второй
и четвертый. Результаты верификации модели по разным сценариям приведены в табл. 3.
Наилучшие результаты получены для сценария 1. Математическое ожидание ошибки прогноза ожидаемой доли труб с дефектами КРН в данном случае имеет наименьшие значения 8,6 и 1,98 для диапазонов глубин трещин 0,3 мм - и (0,1-1,0^ соответственно, что закономерно, поскольку Ркрн рассчитывается на участках того же газопровода, наиболее близко расположенных к участку прогнозирования. Для этого же сценария наблюдаются наименьшие значения дисперсии отклонения Ркрн от фактического значения доли поврежденных КРН труб, равняющиеся 8,68 и 1,79 для диапазонов глубин трещин 0,3 мм - и (0,1-1,0^ соответственно. Поэтому обследования в шурфах на протяженных участках КР целесообразно выполнять на наиболее опасном в отношении КРН 10-километровом участке ЛЧ МГ, а полученное для него уточненное значение Ркрн применить для формирования корреляционной модели смежных с ним участков газопроводов.
Важно отметить, что относительно невысокая достоверность прогноза повреж-денности труб стресс-коррозией глубиной 0,3 мм - 0,^ обусловлена значительными различиями в качестве исходных данных,
Таблица 3
Ожидаемая точность прогнозирования протяженности труб, поврежденных КРН, в зависимости от диапазона глубин трещин, %
Диапазон глубин трещин Смежные участки МГ одного ЛПУ Смежный участок МГ соседних ЛПУ Участок МГ в пределах одного региона
0,3 мм - 10 65 60 58
(0,1-1,0> 85 80 71
положенных в основу статистической модели в процессе ее разработки. Ввиду физических ограничений применяемых в ПАО «Газпром» аттестованных средств автоматизированного НК большинство стресс-коррозионных повреждений в указанном диапазоне глубин были выявлены с применением ручных приборов не-разрушающего контроля поверхности труб, а следовательно, на точность прогноза влияло качество исходной информации с учетом ряда субъективных факторов (например, квалификации дефектоскопистов, погодных условий, подготовки поверхности труб и др.).
***
На базе накопленного в ООО «Газпром трансгаз Югорск» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ» фактологического материала о стресс-коррозионной поврежденности и аварийности МГ ПАО «Газпром» сформирован перечень укрупненных факторов, определяющих пов-режденность труб. С учетом выбранных факторов и их оценочных параметров разработана корреляционная модель стресс-коррозионной поврежденности МГ для планирования долгосрочных программ технического диагностирования, выборочного и капитального ремонтов протяженных участков газопроводов Общества. По результатам апробации вновь разработанная модель может быть реализована в рамках системы управления техническим состоянием и целостностью ГТС ПАО «Газпром».
В статье показано, что планирование выборочного и капитального ремонтов МГ с применением разработанной корреляционной
модели может обеспечить точность прогнозирования отбраковки труб со стресс-коррозионными повреждениями на участке МГ:
• 65 % для повреждений глубиной 0,3 мм - 1/ (1-й сценарий);
• 85 % для повреждений глубиной (0,1-1)/.
Разработанная корреляционная модель может быть применена для других диапазонов глубин повреждений КРН, например (0,2-1)/, для сравнительной оценки достоверности данных внутритрубного технического диагностирования.
Повысить точность прогнозирования стресс-коррозионной поврежденности труб возможно путем декомпозиции факторов, ответственных за процесс КРН, и уточнения их значений с учетом гидрогеологических особенностей местности и степени агрессивности грунта. При этом оценку указанных факторов КРН целесообразно осуществлять с применением методов машинного обучения и обработки данных, например нейросетевых технологий [18].
По перечисленным в статье объективным причинам наименее достоверно прогнозируются трубы с незначительными стресс-коррозионными повреждениями глубиной менее 0,1/. Поэтому пересмотр требований к отбраковке труб с повреждениями КРН при КР в зависимости от их реальной опасности [6, 14, 18] позволит обеспечивать точность прогнозирования пораженных труб до 80-85 % даже без проведения дополнительных обследований на участке ЛЧ МГ в протяженных шурфах.
Список литературы
1. Отт К.Ф. Стресс-коррозия на газопроводах / К.Ф. Отт. - Югорск, 2002. - 184 с.
2. Отт К.Ф. Механизм и кинетика стресс-коррозии магистральных газопроводов /
К.Ф. Отт. // Газовая промышленность. - 1999. -№ 7. - С. 46-48.
3. Лякишев Н.П. Исследование структуры металла газопроводов после их длительной эксплуатации / Н.П. Лякишев, М.М. Кантор,
B.Н. Воронин и др. // Металлы. - 2005. - № 1. -
C. 3-16.
4. Арабей А.Б. Влияние особенностей технологии производства труб на стойкость к коррозионному растрескиванию
под напряжением в процессе эксплуатации магистральных газопроводов / А.Б. Арабей, Т.С. Есиев, И.В. Ряховских и др. // Газовая промышленность. - 2012. - № 2. - С. 52-54.
5. Р Газпром 2-2.3-609-2011. Определение критериев вывода в комплексный ремонт и сроков безопасной эксплуатации технологических трубопроводов компрессорной станции. - М.: Газпром экспо. - 2011.
6. Алимов С.В. Концепция диагностирования и ремонта магистральных газопроводов
в регионах с высокой предрасположенностью к стресс-коррозии / С.В. Алимов, А.Б. Арабей, И.В. Ряховских и др. // Газовая промышленность. - 2015. - № 724: спецвыпуск. - С. 10-15.
7. Пасечников А.Н. Комплексный подход к формированию системы управления техническим состоянием и целостностью газотранспортной системы ОАО «Газпром» / А.Н. Пасечников, С.В. Нефедов, А.О. Алексеев и др. // Доклады IV Международной научно-технической конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее»: сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. - С. 260-270.
8. Р Газпром 2-2.3-595-2011. Правила назначения методов ремонта дефектных участков линейной части магистральных газопроводов единой системы газоснабжения ОАО «Газпром». - М.: Газпром экспо, 2012.
9. Митрохин М.Ю. Анализ эффективности диагностических работ на линейной части газопроводов / М.Ю. Митрохин, И.И. Велиюлин, В.Ю. Шарохин и др. // Диагностика. - 2012. - № 2. - С. 28-30.
10. ГОСТ Р 55999-2014. Внутритрубное техническое диагностирование газопроводов. Общие требования.
11. Велиюлин И.И. Анализ сопоставимости результатов внутритрубной дефектоскопии и отбраковки труб / И.И. Велиюлин,
А.Н. Батраков, Я. А. Раздобудко // Территория Нефтегаз. - 2013. - № 10. - С. 44-46.
12. Филатов А.А. Выбор метода капитального ремонта газопроводов с поверхностными дефектами потери металла / А.А. Филатов, И.И. Велиюлин, В.И. Городниченко и др. // Газовая промышленность. - 2015. - № 726. -С. 31-35.
13. Мирзоев А.М. Технология комплексного обследования трубопроводов с использованием комбинированного метода ГНПТ/МВЭ/МТМ /
A.М. Мирзоев, С.С. Машуров // Нефть. Газ. Новации. - 2015. - № 5. - С. 40-43.
14. СТО Газпром 2-2.3-173-2007. Инструкция
по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением. - М.: ИРЦ Газпром, 2007.
15. Долгов И.А. Оценка поведения стресс-коррозионных трещин при нагружении трубы внутренним давлением / И. А. Долгов,
B.А. Горчаков, С.В. Пахтусов и др. // Дефектоскопия. - 2002. - № 2. - С. 83-89.
16. Вялых И. Л. Оценка технических параметров и анализ результатов стендовых испытаний наружных сканеров-дефектоскопов
для автоматизированного контроля линейной части магистральных газопроводов / И. Л. Вялых, В. Л. Лазарев, И.Г. Петухов и др. // Наука и техника в газовой промышленности. -2012. - № 4. - С. 77-90.
17. Worthingham R. Transgranular crack growth
in the pipeline steels exposed to near-neutral pH soil aqueous solutions: the role of hydrogen / R. Worthingham, G. van Boven // Acta Materialia. -2009. - V. 57. - № 20. - P. 6200-6214.
18. Есиев Т.С. Использование статистических методов и ГИС-технологий для оценки стресс-коррозионного состояния объектов МГ /
Т.С. Есиев, И.В. Ряховских, С.С. Машуров и др. - Газовая промышленность. - 2010. -№ 7. - C. 53-56.
19. Митрохин М.Ю. Анализ средств и технологий технического диагностирования и отбраковки труб при проведении капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром» / М.Ю. Митрохин,
И.И. Велиюлин, А.Н. Касьянов и др. // Территория Нефтегаз. - 2010. - № 12. - С. 57-60.
