CC BY
19
УДК 622.692.4.053
https://doi.org/10.24412/0131-4270-2024-1-2-37-41
АНАЛИЗ АВАРИЙНОСТИ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ С ПРОДОЛЖИТЕЛЬНЫМ СРОКОМ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ANALYSIS OF ACCIDENTS ON MAIN PIPELINES WITH A LONG OPERATION LIFE
Аскаров Р.М.1, Аскаров Р.Г.2, Каримов Р.М.3, ШамиловХ.Ш.3, Соколова В.В.3
1 Проектно-консалтинговая группа «БК», 121205, г. Москва, Россия ORCID: https://orcid.org/0000-0003-2000-2188, E-mail: [email protected]
2 ООО «Газпром трансгаз Уфа», 450054, Уфа, Россия
ORCID: https://orcid.org/0009-0006-2965-419X, E-mail: [email protected]
3 Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450064, г. Уфа, Россия
ORCID: https://orcid.org/0000-0003-2459-4555, E-mail: [email protected] ORCID: https://orcid.org/0000-0001-8190-6389, E-mail: [email protected]
Резюме: Мировая практика свидетельствует, что уже более 100 лет трубопроводный транспорт является основным для транспортировки углеводородных энергетических ресурсов. В статье приведены данные по анализу существующих мировых магистральных трубопроводных систем по протяженности, величине диаметра и продолжительности эксплуатационного периода. Проведенное авторами исследование позволило сравнить показатели аварийности на магистральных трубопроводах в различных странах мира, изучить причины выхода из строя трубопроводов и подтвердить не раз описанную другими авторами основную причину нарушения целостности тела трубы.
Ключевые слова: магистральные трубопроводы, статистика аварийности, трубопроводы с продолжительным сроком эксплуатации, интенсивность аварий.
Для цитирования: Аскаров Р.М., Аскаров Р.Г., Каримов Р.М., Шамилов Х.Ш., Соколова В.В. Анализ аварийности на магистральных трубопроводах с продолжительным сроком эксплуатации // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2024. № 1-2. С. 37-41.
D0I:10.24412/0131-4270-2024-1-2-37-41
Askarov Robert M.1, Askarov Roman G.2, Karimov Rinat M.3, Shamilov Khiramagomed SH.3, Sokolova Victoria V.3
1 Design and Consulting GROUP BK LLC, 450003, Ufa, Russia
ORCID: https://orcid.org/0000-0003-2000-2188, E-mail: [email protected]
2 Gazprom Transgaz Ufa LLC, 450054, Ufa, Russia
ORCID: https://orcid.org/0009-0006-2965-419X, E-mail: [email protected]
3 Ufa State Petroleum Technological University, 450064, Ufa, Russia ORCID: https://orcid.org/0000-0003-2459-4555, E-mail: [email protected] ORCID: https://orcid.org/0000-0001-8190-6389,
E-mail: [email protected]
Abstract: World practice shows that pipeline transport has been the main one for the transportation of hydrocarbon energy resources for more than 100 years. The article presents data on the analysis of existing world trunk pipeline systems by length, diameter and duration of the operational period. The researchexecuted by the authors allowed us to compare the accident rates on main pipelines in various countries of the world, to study the causes of pipeline failure and to confirm the main reason for the violation of the integrity of the pipe body numerously described by other authors.
Keywords: main pipelines, accident statistics, pipelines with a long service life, the intensity of accidents.
For citation: Askarov R.M., Askarov R.G., Karimov R.M., Shamilov KH.SH., Sokolova V.V. ANALYSIS OF ACCIDENTS ON MAIN PIPELINES WITH A LONG OPERATION LIFE. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2024, no. 1-2, pp. 37-41.
DOI:10.24412/0131-4270-2024-1-2-37-41
Причиной использования трубопроводного транспорта (ТТ) в различных регионах мира как основного вида для перемещения углеводородных энергоресурсов является его технико-экономическая целесообразность. После значительных разовых вложений на его строительство эксплуатационные затраты на поддержание его надежности остаются стабильными и приемлемыми. В особенности это относится к линейной части магистральных трубопроводов (ЛЧ МТ), которая пролегает в промышленно развитых районах с основной массой населения, и всякое вмешательство, связанное с остановкой ТТ, может оставить потребителя без жизненно важных достижений цивилизации. В то же время подземное исполнение ЛЧ МТ затрудняет проведение мероприятий по поддержанию его работоспособного состояния. При этом насосно-компрессорное оборудование обновляется в плановом порядке, что практически не отражается на потребителях. Освоение новых месторождений предполагает строительство новых трубопроводов, но главным образом для привязки их к уже существующей системе ТТ.
Однако все, что имеет начало, имеет и конец, трубопроводы стареют. Старение выражается в снижении защитных свойств изоляционного покрытия, в количественном и качественном накоплении дефектов, возникновении ненормативных напряжений (известно, что разрушают именно напряжения) и т.п. Не удается полностью исключить аварийность на ЛЧ МТ, в том числе по вышеприведенным причинам. По мнению экспертов, несмотря на активное развитие альтернативных видов транспортировки энергоресурсов, в обозримом будущем (до 40 лет) значение ТТ останется на том же высоком уровне. Значит, и поддержание существующей системы ТТ, их надежности как минимум на этот срок остается актуальным [1].
Характеристика состояния магистральных трубопроводов в РФ и за рубежом
Магистральные трубопроводы (МТ) в промышленно развитых странах и РФ в целом технологически подобны. Наибольшие конструктивные отличия МТ связаны с диаметром и толщиной стенки трубопроводов. На рис. 1
• 2024
37
приводятся данные по протяженности МТ в РФ, США и странах Европы (2017).
Рисунок отражает характерные распределения МТ по диаметрам. Так, в РФ преобладают трубопроводы больших диаметров (>1000 мм) - около 50%, а МТ диаметром менее 400 мм составляют не более 10%. МТ в США и Западной Европе представляют собой разветвленную сеть трубопроводов малых диаметров (<700 мм) - более 50%, а диаметром более (>1000 мм) составляют около 10%.
Анализ условий прокладки МТ выявил отличия в природно-климатических и антропогенных условиях прокладки: МТ в Европе проложены в местности с более высокой плотностью населения, но в условиях более мягкого климата, практического отсутствия тектонических разломов, зон вечной мерзлоты и т.п.
На рис. 2 приводятся данные по срокам эксплуатации МТ в развитых странах.
Сравнение МТ по срокам эксплуатации показало, что трубопроводные системы РФ несколько «моложе», чем МТ США и стран Западной Европы. При этом магистральные нефтепроводы (МН) более возрастные, первые нефтепроводы как у нас, так и за рубежом, были построены еще в XIX веке. Для характеристики МТ по срокам эксплуатации рассмотрим подробнее систему магистральных газопроводов (МГ) ПАО «Газпром».
Газотранспортная система (ГТС) ПАО «Газпром» в одно-ниточном исполнении в настоящее время составляет более 180 тыс. км, построена она преимущественно (более 50%) в 70-80-е годы прошлого века [2, 3]. Это означает, что ГТС физически и морально стареет. Диаграмма на рис. 3, демонстрирует данные ГТС с разбивкой по срокам эксплуатации начиная с 2011 года, когда общая протяженность системы составляла около 165 тыс. км [4].
Анализ данных, приведенных на рис. 3, показывает, что в последние годы произошли следующие изменения:
- доля магистральных газопроводов со сроком эксплуатации более 50 лет выросла с 7,3 тыс. км (4%) в 2011 году до 21,5 тыс. км (12%) в 2018-м за счет того, что в эту категорию со временем переходит часть МГ из предыдущей категории от 41 до 50 лет, а перемещение МГ в следующую категорию не происходит, так как верхний потолок не предусмотрен. Значит, растет процент МГ со сроком эксплуатации 60 лет,
которую можно было бы выделить в отдельную категорию и даже 70 лет (например, МГ Саратов-Москва);
- количество новых газопроводов со сроком эксплуатации до 10 лет стабилизировалось на уровне 17-18 тыс. км, хотя ежегодно некоторое количество из нее переходит в категорию 11-20 лет;
- аналогично изменяется процент МГ со сроком эксплуатации 20, 30, 40 лет, так как со временем категория 20 лет переходит в категорию 30 лет, 40 лет и т.д.
Наибольшую часть составляют МГ со сроком эксплуатации от 31 года до 40 лет, их количество выросло с 31,8 тыс. км (19%) в 2011 году до 59,2 тыс. км (33%) в 2018-м.
Таким образом, в настоящее время в РФ более 50 % МГ отработали свой амортизационный срок (более 33 лет), а некоторые не эксплуатируются на проектных параметрах, в том числе из-за угрозы аварийности [2, 5].
Аварийность на магистральных трубопроводах
Аварийностью называют проявление техногенных опасностей при эксплуатации технических систем. Как правило, аварийность исследуют, рассматривая совокупность различных по масштабу последствий аварий и катастроф, происшедших при эксплуатации однородной техники (в данном случае МТ) за определенный период.
При количественной оценке риска анализ аварийности является эмпирической основой для принятия решений по обеспечению безопасности в промышленности.
Далее представлен аналитический обзор статистических данных по аварийности и обзор крупных аварий на МТ. Проанализированы возможности и ограничения для применения этих данных при оценке риска аварий на новых и проектируемых МТ. Выбор источников информации по аварийности на МТ определялся их открытостью и доступностью, а также содержанием в них представительных статистических данных.
Оценка современного состояния аварийности на МТ России проводилась на основании сведений годовых отчетов и информационных бюллетеней Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) [2]. Кроме этого, анализ включает в себя материалы баз данных и отчетов по аварийности ведущих мировых организаций, систематизирующих сведения об отказах на МТ, таких как Европейская группа по данным об инцидентах
I
Рис. 1. Распределение МТ по диаметрам в РФ, США и странах Европы
800 700 600 500 400 300 200 100 0
п I
Диаметр МТ, мм:
■ > 1000 ■ 700-1000
□ 400-700
□ < 400
Рис. 2. Распределение МТ по протяженности и срокам эксплуатации
800 700
1 600
о
^ 500
I—"
5
р£ 400
0
И 300
СБ
X
1 200 100
0
США
Европа
Россия
США
У
Европа
Срок эксплуатации, лет
свыше 30 лет □ 20-30 лет ■ 10-20 лет до 10 лет
Россия
I Рис. 3. Сроки эксплуатации ГТС ПАО «Газпром» с 2011 до 2018 гг., тыс. км
10 лет и менее от 11 до 20 лет ■ от 21 до 30 лет ■ от 31 до 40 лет от 41 до 50 лет ■ более 50 лет
2018 2017 2016 2015 2014 2013 2012 2011
18,2 15,7
17,3 16,2
26,9 21,5
24,8 17,7
17,3 15,8
24,9 17,7
19,9 19,1
47,3
50,6
56,5
61,7
64,6
49,2
46,5
41,7
36,8
31,8
23,3 12,4
20,6 11,6
19,7 9,9
18,8 8,4
19,6 7,3
I
Рис. 4. Удельная интенсивность аварий на магистральных газопроводах, усредненная по пятилетним периодам
EGIG (Западная Европа) PHMSA (США)
UKOPA (Великобритания) ■ Ростехнадзор (Россия)
0 0 0 0,9
д О 0,8
- 0,7
и р 0,6
а
а _0 0,5
ст
ос н 0,4
в
с н 0,3
нте
и 0,2
я
н ^ 0,1
е
> 0
с \ ч
• • Ч/ 4
*• • • *
/ \ :
\ % о
\
••
I
1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005
Годы
Рис. 5. Удельная интенсивность аварий на магистральных нефте-и нефтепродуктопроводах, усредненная по пятилетним периодам
2010
CONCAWE (Европа)
PHMSA (США)
■ Ростехнадзор (Россия)
1,2
1 * 1
0,8
0,6
0,4
0,2
0
1975 1980 1985
1990 1995 Годы
2000
2005
2010
на газопроводах [6], Ассоциация операторов магистральных сухопутных газопроводов Великобритании [7], Ассоциация операторов западноевропейских магистральных нефтепроводов [8], Управление по безопасности трубопроводов и опасным материалам Министерства транспорта США [9, 10].
Интенсивность аварий на МТ
Основной статистической характеристикой аварийности на МТ как линейных протяженных источниках опасности является интенсивность аварий (X), оцениваемая числом аварий за единицу времени на единицу длины трассы (например, за год на 1000 км длины).
Так, статистические данные по европейским трубопроводам [6-8] позволяют отчетливо проследить динамику аварийности с 1960-1970-х годов, а по американским [9] с 19801990-х годов (рис. 4, 5).
Из рис. 4 следует, что в XX веке имела место значительная аварийность с общей тенденцией к понижению (приемлемой считалась аварийность на уровне 0,2). В XXI веке этот фактор стабилизировался в пределах 0,2 и менее, временами понижаясь до 0,1. Отмечалась динамика снижения аварийности на газопроводах Европы в 5-8 раз по сравнению с семидесятыми годами и двукратное снижение аварийности на российских МГ за последние 10 лет.
Показатели аварийности европейских магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов (рис. 5) также улучшились по сравнению с 70-ми годами в 4-5 раз, но продолжает оставаться на высоком уровне: около 0,4. В РФ показатели лучше: от 0,2 до 0,1.
Обращают на себя внимание достойные показатели РФ относительно зарубежных МТ, в особенности на нефтепродуктопроводах.
Согласно зарубежным отчетам [6-8] эффект снижения аварийности обусловлен завершением периода вырабатываемости оборудования и использованием уже накопленных знаний о происшедших ранее авариях на эксплуатируемых МТ. Процессы износа материала трубопроводов (в том числе коррозия) достаточно долгосрочны и на современных МТ контролируются развитыми диагностическими
1-2 • 2024
39
38,1
40,9
40,9
59,2
55,2
55,2
20,7
20
20,4
21,8
20,6
21,1
22,2
19,6
| Рис. 6. Статистика причин аварий в системе ПАО «Газпром»
Аварии, не связанные с КРН
30%
Аварии по причине поперечного КРН
6%
Аварии по причине продольного КРН 64%
I
Рис. 7. Статистика аварий линейной части МГ, не связанных с КРН
процедурами. Более существенное влияние на аварийность на данном этапе эксплуатации МТ имеют не внутренние технологические причины (изменений в технологии и обслуживании не наблюдается), а нерасчетные внешние природные и антропогенные воздействия, усиливающиеся со временем эксплуатации.
Характеристика аварийности ПАО «Газпром»
Рассмотрим детальнее причины возникновения аварий на примере ПАО «Газпром» [3, 5, 11]. На рис. 6 приводятся статистические данные по причинам аварийности в газотранспортной системе компании.
Из приведенных данных следует, что основной причиной аварийности является коррозионное растрескивание под напряжением (КРН) (70%). Это подтверждают и научные исследования [12]. Этот фактор особенно ярко проявляется начиная со сроков эксплуатации в 25-30 лет [11].
На рис. 7 приводятся статистические данные по причинам аварийности, не связанной с КРН.
Из приведенных данных видно, что основные причины аварий - это коррозия, которая также зависит от сроков эксплуатации, а также антропогенные и природные воздействия.
Антропогенные воздействия - воздействия человека на окружающую среду в процессе хозяйственной и другой деятельности. Это многофакторные труднопрогнозируемые обстоятельства, куда могут входить и террористические акции. Поэтому они остаются потенциально опасными элементами, воздействовать на понижение которых не представляется возможным.
Природные воздействия - также многофакторные. Если исключить, например, землетрясения, не особенно характерные для мест прокладки МГ ПАО «Газпром» в РФ, то наиболее серьезным остается геодинамический фактор. Велика вероятность постепенного геодинамического воздействия именно на те МГ, которые эксплуатируются десятки лет без капитального ремонта (а значит, и без
переукладки). Протяженность таких МГ составляет более 80% общей протяженности газопроводов ПАО «Газпром».
Таким образом, аварии, не связанные с КРН, также проявляются со временем эксплуатации.
Выводы
1. Анализ существующих МТ по диаметрам показал следующее:
- в РФ преобладают МТ больших диаметров: около 50% диаметром более 1000 мм, и не более 10% диаметром менее 400 мм;
- в США и Западной Европе более 50% МТ представляют разветвленную сеть из относительно малых диаметров (>700 мм) и менее 10% -трубы диаметром более 1000 мм.
2. Сравнение МТ по срокам эксплуатации показало, что трубопроводные системы РФ несколько «моложе» МТ США и стран Западной Европы. При этом МН более возрастные, как у нас, так и за рубежом - были построены еще в XIX веке. Более 50% МТ служат 40 лет и более.
3. Показатели аварийности магистральных трубопроводов:
- в настоящее время приемлемой считается аварийность на уровне 0,2 в год на 1000 км;
- нефте- и нефтепродуктопроводы улучшили свои показатели по сравнению с 70-ми годами ХХ века в 4-5 раз, но продолжают оставаться на высоком уровне - около 0,4; по РФ показатели снизились от 0,2 до 0,1;
- МГ как в РФ, так и за рубежом с 90-х годов имеют тенденцию к понижению. В XXI веке этот фактор стабилизировался в пределах 0,2 и менее, временами понижаясь до 0,1;
- трубопроводы стареют и только развитая сеть диагностики и ремонта позволяют поддерживать техническое состояние МТ в приемлемых границах.
4. На МГ наибольшее число аварий происходит по причине коррозионного растрескивания под напряжением. Тем не менее, общей причиной всех отказов являются непроектные напряжения, а дефектность лишь ускоряет разрушение.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Попов А.В., Мухтасаров Р.Р., Давыденко Д.Ю. Экономическая эффективность трубопроводного транспорта углеводородов. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/ekonomicheskaya-effektivnost-truboprovodnogo-transporta-uglevodorodov (дата обращения 19.12.2023).
2. Годовые отчеты о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору: архив 2004-2012 гг. URL: http://www.gosnadzor.ru/public (дата обращения 19.12.2023).
3. Справочник «Газпром в цифрах 2013-2017». URL: https://www.gazprom.ru/f/posts/57/287721/gazprom-in-figures-2013-2017-ru.pdf (дата обращения 19.12.2023).
4. Закирьянов М.В. Совершенствование методов оценки напряженно-деформированного состояния потенциально опасных участков газопроводов с отводами холодного гнутья: дис. канд. техн. наук: 25.00.19. Уфа, 2019.140 с.
5. Будзуляк Б.В., Салюков В.В., Колотовский А.Н. и др. Магистральный трубопроводный транспорт газа в терминах и определениях: справ. М.: ИРЦ Газпром, 2007. 248 с.
6. Gas Pipeline Incidents. 8th Report of the European Gas Pipeline Incident Data Group. URL: http://www.egig.eu/ reports (дата обращения 19.12.2023).
7. Pipeline Product Loss Incidents and Faults Report (1962-2011). URL: http://www.ukopa.co.uk/wp-content/ uploads/2012/12/UK0PA-12-0046.pdf (дата обращения 19.12.2023).
8. Performance of European cross-country oil pipelines. Statistical summary of reported spillages in 2011 and since 1971. URL: https://www.concawe.eu/content/ (дата обращения 19.12.2023).
9. PHMSA Pipeline Incidents and Mileage Reports. URL: http://primis.phmsa.dot.gov/comm/reports/safety/PSI.html (дата обращения 19.12.2023).
10. PHMSA Annual Report Mileage Summary Statistics. URL: http://www.phmsa.dot.gov/pipeline/library/data-stats (дата обращения 19.12.2023).
11. Халлыев Н.Х., Будзуляк Б.В., Алимов С.В. и др. Капитальный ремонт линейной части магистральных газонефтепроводов. М.: Макспресс, 2011. 448 с.
12. Чучкалов М.В. Разработка методов выявления, торможения и предотвращения коррозионного растрескивания под напряжением на магистральных газопроводах: дис. докт. техн. наук: 25.00.19. Уфа. 2015. 371 с.
REFERENCES
1. Popov A.V., Mukhtasarov R.R., Davydenko D.YU. Ekonomicheskaya effektivnost' truboprovodnogo transporta uglevodorodov (Economic efficiency of pipeline transport of hydrocarbons) Available at: https://cyberleninka.ru/ article/n/ekonomicheskaya-effektivnost-truboprovodnogo-transporta-uglevodorodov (accessed 19 December 2023).
2. Godovyye otchety o deyatel'nosti Federal'noy sluzhbypo ekologicheskomu, tekhnologicheskomu i atomnomu nadzoru: arkhiv 2004-2012 gg. (Annual reports on the activities of the Federal Service for Environmental, Technological and Nuclear Supervision: archive 2004-2012) Available at: http://www.gosnadzor.ru/public (accessed 19 December 2023).
3. Spravochnik «Gazprom v tsifrakh 2013-2017» (Directory "Gazprom in figures 2013-2017") Available at: https://www. gazprom.ru/f/posts/57/287721/gazprom-in-figures-2013-2017-ru.pdf (accessed 19 December 2023).
4. Zakir'yanov M.V. Sovershenstvovaniye metodovotsenki napryazhenno-deformirovannogo sostoyaniya potentsial'no opasnykh uchastkovgazoprovodovs otvodamikholodnogo gnutya: Diss. kand. tekhn. nauk [Improving methods for assessing the stress-strain state of potentially dangerous sections of gas pipelines with cold-bending pipes. Cand. tech. sci. diss.]. Ufa, 2019.140 p.
5. Budzulyak B.V., Salyukov V.V., Kolotovskiy A.N. Magistral'nyy truboprovodnyy transport gaza v terminakh i opredeleniyakh [Main pipeline gas transport in terms and definitions]. Moscow, iRTs Gazprom Publ., 2007. 248 p.
6. Gas pipeline incidents. 8th report of the European gas pipeline incident data group Available at: http://www.egig.eu/ reports (accessed 19 December 2023).
7. Pipeline product loss incidents and faults report (1962 - 2011) Available at: http://www.ukopa.co.uk/wp-content/ uploads/2012/12/UKOPA-12-0046.pdf (accessed 19 December 2023).
8. Performance of European cross-country oil pipelines. Statistical summary of reported spillages in 2011 and since 1971 Available at: https://www.concawe.eu/content/ (accessed 19 December 2023).
9. PHMSA pipeline incidents and mileage reports Available at: http://primis.phmsa.dot.gov/comm/reports/safety/PSI. html (accessed 19 December 2023).
10. PHMSA annual report mileage summary statistics Available at: http://www.phmsa.dot.gov/pipeline/library/data-stats (accessed 19 December 2023).
11. Khallyyev N.KH., Budzulyak B.V., Alimov S.V. Kapital'nyy remont lineynoy chastimagistral'nykh gazonefteprovodov [Major repairs of the linear part of gas and oil main pipelines]. Moscow, Makspress Publ., 2011. 448 p.
12. Chuchkalov M.V. Razrabotka metodov vyyavleniya, tormozheniya ipredotvrashcheniya korrozionnogo rastreskivaniya podnapryazheniyem namagistral'nykhgazoprovodakh. Diss. dokt. tekhn. nauk [Development of methods for identifying, inhibiting and preventing stress corrosion cracking on main gas pipelines. Dr. tech. sci. diss.]. Ufa, 2015. 371 p.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Аскаров Роберт Марагимович, д.т.н., советник по научной работе, Проектно-консалтинговая группа «БК». Аскаров Роман Германович, инженер службы диагностики оборудования, Инженерно-технический центр ООО «Газпром трансгаз Уфа».
Каримов Ринат Маратович, к.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Шамилов Хирамагомед Шехмагомедович, к.т.н., доцент кафедры гидрогазодинамики трубопроводных систем и гидромашин, Уфимский государственный нефтяной технический университет. Соколова Виктория Владимировна, к.фил.н., доц. кафедры иностранных языков, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Robert M. Askarov, Dr. Sci. (Tech.), Advisor on scientific work, Design and Consulting GROUP BK LLC.
Roman G. Askarov, Engineer of the Equipment Diagnostics Service, Engineering and Technical Center of OOO «Gazprom Transgaz Ufa» Rinat M. Karimov, Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of the Department of Transport and Storage ofOil and Gas, Ufa State Petroleum Technological University.
Khiramagomed SH. Shamilov, Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of the Department of Hydraulic Gas Dynamics of Pipeline Systems and Hydraulic Machines, Ufa State Petroleum Technological University. Victoria V. Sokolova, Cand. Sci. (Phil.), Assoc. Prof. of the Department of Foreign Languages, Ufa State Petroleum Technological University.
1-2 •
2024
41
