CC BY
89
УДК 621.22-225:622.691.48 https://doi.org/10.24411/0131-4270-2020-6-51-56
АНАЛИЗ ПРИМЕНИМОСТИ МЕТОДИК ОЦЕНКИ НАДЕЖНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ С КОРРОЗИОННЫМИ ДЕФЕКТАМИ
ANALYSIS OF THE APPLICABILITY OF METHODS FOR ASSESSING THE RELIABILITY OF PIPELINES WITH CORROSION DEFECTS
А.Ф. Муллаянова1, А.В. Алферов1, П.В. Виноградов1, Т.И. Вафин2
1 ООО «РН-БашНИПИнефть», 450103, г. Уфа, Россия ORCID: https://orcid.org/0000-0001-5958-5697, E-mail: MullayanovaAF@bnipi.rosneft.ru
ORCID: https://orcid.org/0000-0003-2820-2360, E-mail: AlferovAV@bnipi.rosneft.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0002-4514-8127, E-mail: VinogradovPV@bnipi.rosneft.ru
2 Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, г. Уфа, Россия
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-6714-811X, E-mail: tagir_vafin@mail.ru
Резюме: За последние десятилетия было проведено большое количество экспериментальных, численных и аналитических исследований для оценки прочности трубопроводов с дефектами, которые привели к разработке многочисленных моделей для прогнозирования величины давления, разрушающего трубопроводы. Однако не существует единого алгоритма по выбору метода оценки прочности трубопроводов с коррозионными повреждениями. Данная статья посвящена обзору методов оценки прочности трубопроводов, имеющих коррозионные потери металла при пластичном механизме разрушения, также дана классификация методов, приведены сравнения величин разрушающего давления в зависимости от параметров дефекта. Разброс получившихся значений позволяет заключить, что универсального метода по оценке прочности трубопровода среди рассмотренных не найдено.
Ключевые слова: трубопровод, коррозионная потеря металла, прочность трубопровода, разрушающее давление, пластичный механизм разрушения, фактор Фолиаса.
Для цитирования: Муллаянова А.Ф., Алферов А.В., Виноградов П.В., Вафин Т.И. Анализ применимости методик оценки надежности трубопроводов с коррозионными дефектами // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2020. № 5-6. С. 51-56.
D0I:10.24411/0131-4270-2020-6-51-56
Alina F. Mullayanova1, Alexey V. Alferov1, Pavel V. Vinogradov1, Tagir I. Vafin2
1 RN-BashNIPIneft LLC, 450103, Ufa, Russia ORCID: https://orcid.org/0000-0001-5958-5697, E-mail: MullayanovaAF@bnipi.rosneft.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0003-2820-2360, E-mail: AlferovAV@bnipi.rosneft.ru
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-4514-8127, E-mail: VinogradovPV@bnipi.rosneft.ru
2 Ufa State Petroleum Technological University, 450062, Ufa, Russia
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-6714-811X, E-mail: tagir_vafin@mail.ru
Abstract: Over the past decades, a large number of experimental, numerical and analytical studies have been carried out to assess the strength of defective pipelines, resulting in the development of numerous models to predict the destructive pressure of pipelines. However, there is no single algorithm for choosing the strength assessment method. This article is devoted to a review of methods for assessing the strength of pipelines with corrosion losses of metal under a plastic fracture mechanism, a classification of methods is also given, and a comparison of the values of the breaking pressure depending on the parameters of the defect is given. The scatter of the obtained values allows us to conclude that there is no universal method for assessing the strength of a pipeline defect among those considered.
Keywords: pipeline, corrosion metal loss, pipeline strength, burst pressure, plastic failure mechanism, Folias factor.
For citation: Mullayanova A.F., Alferov A.V., Vinogradov P.V., Vafin T.I. ANALYSIS OF THE APPLICABILITY OF METHODS FOR ASSESSING THE RELIABILITY OF PIPELINES WITH CORROSION DEFECTS. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2020, no. 5-6, pp. 51-56.
DOI:10.24411/0131-4270-2020-6-51-56
Введение
Одной из основных причин разрушения и снижения несущей способности трубопроводов является появление локальных дефектов стенок труб при их заводском изготовлении, строительстве и эксплуатации.
Анализ эксплуатационных данных позволил заключить, что для трубопроводных систем ПАО «НК «Роснефть» наиболее распространенным типом дефектов, выявляемых при внутритрубной диагностике (ВТД), являются поверхностные дефекты стенок труб, среди которых преобладают коррозионные потери металла. Коррозионной потерей металла называется локальное уменьшение толщины стенки трубы в результате коррозионного повреждения [1]. Следует отметить, что основной причиной аварий, приведших к внезапному разрушению участков трубопроводов, являются
пластические деформации, характерные для трубопроводов с коррозионной потерей металла.
Выявление и характеризация дефектов в трубопроводах представляют собой весьма трудоемкие и дорогостоящие операции. На первом этапе выполняется обнаружение дефектов в трубопроводе с использованием различных средств технической диагностики. Вторым этапом после обнаружения дефектов является идентификация параметров дефектов и их классификация по характеру и степени повреждения металла. Полученная информация состоит из данных о типе дефекта, его местоположении, ориентации вдоль оси и по окружности трубы, параметрах обнаруженных размеров (длина, глубина, ширина). На рис. 1 приведено определение размеров коррозионной потери металла по данным ВТД.
Следует отметить, что данная информация неизбежно содержит погрешности измерений, поскольку физически невозможно создать измерительные инструменты с нулевой погрешностью. Также ключевой проблемой данного этапа является то, что результаты любой внутритрубной инспекции не дают истинного числа фактических дефектов.
Третий, завершающий этап - оценка степени опасности выявленных дефектов и принятие решений, то есть оценка прочности и долговечности трубопровода. Прочность и долговечность характеризуются количественными показателями. Количественный показатель прочности - разрушающее давление или предельное давление, количественный показатель долговечности - предельный срок эксплуатации трубопровода с дефектом. Этот этап не менее важен и значим, чем первые два, так как на основе полученной оценки данного этапа формируется программа ремонта трубопровода. Переоценка разрушающего давления приводит к многомиллионным экономическим затратам из-за необоснованного по объему и времени ремонта дефектов. При недооценке разрушающего давления возможно возникновение аварийных ситуаций, которые могут привести к большим экологическим и финансовым потерям. На данный момент не существует универсальной методики оценки прочности трубопровода, а также четкого алгоритма по выбору метода оценки прочности. Целью данной статьи является анализ и классификация методик оценки разрушающего давления для участков трубопроводов с дефектами типа «потеря металла по причине коррозии».
Анализ методов оценки прочности трубопровода
Напряжения при разрушении трубопровода, находящегося под давлением, основаны на формуле Барлоу [2]. Уравнение (1) оценивает внутреннее давление, которое труба может выдержать, с учетом ее геометрии и материала.
Рис. 1. Размеры коррозионной потери металла: L -
максимальная длина дефекта по оси трубы, № -ширина дефекта, 5 - толщина стенки трубы, Н -максимальная глубина дефекта, Dh - внешний диаметр трубопровода
Р = -
28üh
Dh
I
где - кольцевые напряжения при разрушении участка трубопровода с дефектом, p - давление, действующее на трубопровод, 5 - толщина стенки трубы.
Как отмечалось ранее, коррозионная потеря металла представляет собой локальное утонение стенки трубопровода в результате коррозионного повреждения произвольной геометрической формы. Для расчета влияния формы дефекта его геометрия аппроксимируется более простыми формами. Сравнение популярных видов аппроксимации форм дефекта представлено на рис. 2.
Самыми первыми методиками оценки величины разрушающего давления были аналитические модели Schulz (1980) и Kastner (1981), разработанные для сталей низкой прочности и применимые для неглубоких дефектов. Ограниченность в использовании не позволила данным методикам распространиться в мировой практике, в отличие от норм
Американского общества инженеров-механиков (American Society of Mechanical Engineers, ASME) [3].
Первоначальная методика ASME B31G (1984) принята в качестве национального стандарта США [3]. В данной методике поверхностное повреждение в продольном сечении дефектного участка трубы аппроксимируется параболической формой. Данный метод применим только для труб, класс материала которых ниже X56 по стандарту API 5L, при глубине дефекта в пределах 10-80% толщины стенки трубы. В 1989 году была разработана модификация этой методики под названием Modified B31G [4]. Модификация методики B31G заключается в том, что изменены выражения для напряжения текучести, а расчетная параболическая форма заменена на смешанную с коэффициентом коррекции, равным 0,85. Данное изменение позволило увеличить область применения методики и рассчитывать значения разрушающего
Рис. 2. Сравнение видов форм дефекта: а - параболическая; б - прямоугольная; в -смешанная; г - эффективной площади; д - эллиптическая; е - прямоугольно-параболическая
(1)
i
— ' 1
i
L
i
mmm^ ; 1
t
—-—j L
а)
б)
i
' 1
1
L
■
L д)
1
k-J L
1 " i
тшт1 1
1
к-»i L е)
давления для дефектов с глубиной до 85% толщины стенки трубы. Параллельно, также в 1989 году, создана модель эффективной площади RSTRENG. Для применения данной модели необходимо знать точный профиль дефекта, что является достаточно проблематичным на практике. Следующие модификации методик разработаны в 2000 году Американским нефтяным институтом: API RP579 [5] для продольного и API 579 [6] для поперечного дефекта при глубине 10-85% толщины стенки трубы, применимые для труб низкой и средней прочности. Кроме норм Американского общества инженеров-механиков [3], в мировой практике широко используются такие методики, как Shell 92 (1995) с аппроксимацией прямоугольной формы; CSA (2002), принятой в качестве Канадского стандарта; RPA (2003) модифицированная версия метода, созданная учеными Бенджамен (Benjamin) и Де Андраде (De Andrade), для сталей с классом материала X65; модель DNVRP-F101 (DNV) (2004), разработанная благодаря совместному проекту между Det Norske Veritas (Норвегия) и BG - Technology (Канада); модель FITNETFFS (2008) проработанная на основе экспериментальных и численных анализов.
Суть перечисленных методик сводится к расчетной оценке величины разрушающего давления дефектного участка трубопровода по формулам, полученным из линейных соотношений теории сопротивления материалов путем введения в них эмпирических коэффициентов, учитывающих физическую нелинейность материала труб [7]. Одним из таких коэффициентов является коэффициент Фолиаса, связывающий параметры дефекта с геометрией трубы (см. рис. 2).
Модели ASME B31G, Modified B31G, Shell 92, RPA и др. базируются на уравнении полуэмпирического критерия пластического разрушения:
Л - Л
1-
1 _
Л0 - AM- '
H
J
H SM
(2)
1-H
2S 1 g
p=Г'—
1
(3)
SM
в институте ВайеПе [9]. В этой методике, в отличие от выражения (2), уравнение для определения кольцевых напряжений, возникающих при разрушении дефектного участка трубопровода, имеет вид:
=CTf|i-HH m
(4)
где <f - напряжение, необходимое, чтобы вызвать пластическую деформацию в металле, А0 = LS - исходная площадь продольного сечения поврежденного участка трубы, А = LH - площадь дефекта в продольном сечении дефектного участка трубы, Н - максимальная глубина дефекта, М - коэффициент Фолиаса.
Если приравнять левые части уравнений (1) и (2) и выразить давление, действующее на трубопровод, то уравнение преобразуется в следующий вид:
Крупные мировые компании, такие как British Gas, Exxon, Phillips Petroleum, Shell, Slatoil [8], проводят свои вычисления на основе данного класса методов. Основным недостатком данных методов является занижение величины разрушающего давления, однако это не влияет на их популярность в использовании.
Второй класс методов базируется на основании исследований механизма разрушения реальных труб, проведенных
В 2000 году компанией Battelle при поддержке Line Pipe Research Supervisory Committee of PR Cinternational (КНР) был разработан учеными Стивенс (Stephens) и Лейс (Leis) метод PCORRC для труб класса прочности X52-X70 c дефектами эллиптической формы. Затем были попытки усовершенствования данного метода, а именно метод Ma (2013) для трубопроводов класса прочности Х80, метод Keshtegarc усовершенствованием в виде использования среднего диаметра вместо внешнего диаметра трубопровода, Yeom (2015) для сталей X70, Zhu (2015) - X65, Mechri (2016) с введением в уравнение параметра - внутренний диаметр. В 2019 году сформулированы новые 3D модели PCORRC, учитывающие объем дефекта [10]. Также в данных моделях вводится новая переменная - эквивалентная глубина, которая должна повысить точность расчетов при оценке прочности трубопровода. Данный класс методов применим только для труб средней или высокой прочности [11].
Следующий класс методов оценки прочности трубопровода разработан на основе комбинированного набора конечных элементов [12]. В 2008 году учеными Нетто (Netto) и Тейшейра (Teixera) была сформулирована формула для расчета величины разрушающего давления, основанная на серии экспериментов для сталей Ст. 20 пс. В 2010 году ученый Оливейра (Oliveira) скорректировал подход с эллиптической формой аппроксимации дефекта. Исследователи Ван (Wang) и Заргамее (Zarghamee) (2013) предложили модифицированную версию моделей Netto. Модификация заключалась в увеличении базы данных дефектов с прямоугольной аппроксимацией и включения труб с диаметром больше 610 мм. В мировой практике существуют и другие походы, например: модель, реализованная Мустафой (Mustapha) (2010), применяемая только для мелких коротких и широких дефектов; методика Hieu (2017) с различными модификациями для продольных дефектов; методика Fan (2017), разработанная для морских трубопроводов. На практике данный класс методов применяется не столь широко, так как является одним из новых и не проверенных детально подходов к оценке прочности трубопроводов.
Также следует упомянуть методы, основанные на вычислениях методом конечных элементов: Choi (2003), Chen (2015г.), Su (2016) Данные методы требуют проведения большого количества расчетов, что делает их маловостребованными.
Другой метод расчета на прочность с коррозионными дефектами описал в своей работе Р.С. Гаспарянц [13]. Метод включает расчет напряженно-деформированного состояния в стенке трубопровода вне зоны дефекта, в ослабленном дефектном сечении и наиболее нагруженной зоне дефекта. При проведении расчетов учитывается пластическое деформирование металла и существенное формоизменение трубы в процессе нагружения, особенно в зоне
дефекта. Данный метод широко применяется в руководящих документах ПАО «Транснефть» и характеризуется большим количеством математических расчетов [13]. В настоящее время применимость метода к промысловым трубопроводам ПАО «НК «Роснефть» не исследована.
Сравнение результатов оценки разрушающего давления
Для оценки точности моделей были рассчитаны разрушающие давления для трубы с внешним диаметром 762 мм, толщиной стенки 17,5 мм для девяти коррозионных дефектов длиной от 100-300 мм и глубиной от 25-75% с фиксированной шириной для трубы средней прочности. Данные взяты из открытых источников. Характеристики дефектов и соответствующие экспериментальные значения разрушающего давления описаны в табл. 1.
Отношение расчетного давления для методик к фактическому давлению, среднее значение и средняя ошибка по экспериментальным данным представлены в табл. 2.
Согласно представленным данным табл. 2, большинство методов занижают величину разрушающего давления. Модели, основанные на методе конечных элементов, завышают разрушающее давление при глубине дефекта 25%, а при увеличении глубины дефекта - наоборот. Для многих методов характерен разброс получившихся результатов. Следует отметить, что не найдены методы, прогнозирующие значение разрушающего давления со средним отклонением менее 5%, в то время как некоторые методы, такие как Shuai, RAM. имеют отклонение более 50% от экспериментальных данных, представленных в табл. 1.
Прогноз времени до отказа трубопровода при скорости коррозии 0,3 мм/г для глубоких дефектов представлен на рис. 3. Среднее время отказа для методик составляет 19 лет, минимальное - 9 лет для метода FAN. Разница между максимальным и минимальным временем составляет около 48 лет, что соответственно затрудняет принятие решений по ремонту трубопроводов. Согласно представленным графикам, методы CUP, Shuai, Miller, API 579 Hieu Model 1 и Hieu Model 2 дают противоречивые результаты по причине неприменимости данных
Таблица 1
Параметры дефектов и значения фактического разрушающего давления
Длина, мм Ширина, мм Глубина, % Разрушающее давление, МПа
100 50 25 27,40
100 50 50 25,30
100 50 75 24,00
200 50 25 26,90
200 50 50 24,90
200 50 75 21,20
300 50 25 27,00
300 50 50 22,70
300 50 75 19,10
Таблица 2 Результаты отношения расчетного давления к фактическому
Расчетное давление / Фактическое давление Ср. значение Откло-
Модель 123456789 нение, %
B31G 0,8 0,82 0,78 0,78 0,74 0,73 0,76 0,77 0,74 0,77 23,11
ModB31G 0,84 0,84 0,77 0,81 0,74 0,66 0,77 0,75 0,64 0,76 24,22
Shell92 0,83 0,79 0,62 0,79 0,67 0,49 0,75 0,67 0,46 0,67 32,56
RAM 0,69 0,46 0,23 0,7 0,47 0,26 0,7 0,51 0,29 0,48 52,11
API RP 579 1,06 1,08 0,97 1,02 0,94 0,77 0,97 0,92 0,69 0,94 6,44
PB 0,99 1,02 0,95 0,96 0,91 0,79 0,91 0,89 0,7 0,9 9,78
CSA 0,84 0,82 0,67 0,8 0,69 0,52 0,76 0,69 0,48 0,7 30,33
RPA 0,84 0,84 0,77 0,81 0,74 0,66 0,77 0,75 0,64 0,76 24,22
DNV 0,98 1 0,89 0,94 0,87 0,71 0,9 0,85 0,64 0,86 13,56
RST 0,86 0,82 0,64 0,81 0,69 0,5 0,77 0,69 0,47 0,69 30,56
FITNET FFS 0,78 0,63 0,43 0,86 0,76 0,71 0,89 0,93 0,95 0,77 22,89
Teixeira 1,17 1,11 0,91 1,18 0,98 0,92 1,12 1,18 0,92 0,95 5,22
Oliveria 1,15 1,17 0,93 1,16 1,15 0,97 1,15 1,13 1,12 1,05 5,44
Mustapha 0,73 0,77 0,79 0,74 0,77 0,89 0,74 0,84 0,98 0,81 19,44
Phan 0,74 0,69 0,62 0,73 0,65 0,61 0,71 0,67 0,6 0,67 33,11
Hieu Model 1 1,11 1,33 1,53 1,16 1,41 1,84 1,17 1,6 2,13 1,48 47,56
Hieu Model 2 1,01 1,11 1,19 1,08 1,24 1,51 1,14 1,49 1,9 1,3 29,67
Hieu Model 3 0,89 0,86 0,8 0,86 0,76 0,71 0,82 0,76 0,66 0,79 20,89
FAN 0,97 0,93 0,55 0,99 0,94 0,62 0,98 1,03 0,69 0,86 14,44
PCORRC 0,94 0,94 0,86 0,92 0,86 0,77 0,88 0,86 0,69 0,86 14,22
ModPCORRC 0,92 0,9 0,77 0,89 0,79 0,64 0,85 0,78 0,56 0,79 21,11
Keshtegar 0,94 0,94 0,86 0,92 0,86 0,77 0,88 0,86 0,69 0,86 14,22
Yeom 0,83 0,81 0,7 0,8 0,71 0,58 0,76 0,7 0,51 0,71 28,89
Zhu & Leis 1,01 1,01 0,92 0,98 0,92 0,82 0,95 0,92 0,74 0,92 8,11
Zhu 0,95 0,98 0,98 0,91 0,88 0,9 0,86 0,86 0,83 0,91 9,44
Mechri 0,99 0,97 0,86 0,94 0,8 0,65 0,88 0,76 0,56 0,82 17,67
Shuai 0,61 0,34 0,16 0,67 0,43 0,3 0,7 0,53 0,44 0,46 53,56
LPC 0,74 0,53 0,28 0,75 0,54 0,32 0,75 0,59 0,36 0,54 46
3D PCORRC 0,94 0,94 0,86 0,92 0,86 0,77 0,88 0,86 0,69 0,86 14,22
3D Regression 0,89 0,83 0,69 0,86 0,75 0,57 0,83 0,74 0,46 0,74 26,44
RE 1,04 1,05 1,02 1,01 0,94 0,87 0,96 0,91 0,73 0,95 5,22
Choi 0,91 0,94 0,86 0,88 0,86 0,76 0,86 0,86 0,67 0,84 15,56
Chen 0,96 0,91 0,85 0,94 0,83 0,77 0,9 0,82 0,69 0,85 14,78
FEM 1,05 1,04 0,95 1,05 0,84 0,56 1,04 0,61 0,14 0,78 22,22
Schulz 0,76 0,82 0,87 0,77 0,83 0,98 0,77 0,91 1,08 0,87 13,44
Kastner 0,73 0,75 0,68 0,72 0,69 0,62 0,69 0,69 0,57 0,68 31,78
Gajdos 0,63 0,55 0,44 0,64 0,53 0,45 0,63 0,58 0,49 0,55 45,11
CUP 0,64 0,38 0,22 0,69 0,48 0,38 0,72 0,59 0,52 0,51 48,67
Miller 0,43 0,46 0,48 0,44 0,47 0,54 0,44 0,51 0,6 0,49 51,44
API 579 0,43 0,47 0,49 0,44 0,48 0,56 0,44 0,52 0,62 0,49 50,56
НДС 1,19 1,17 0,99 1,13 1 0,63 1 0,8 0,45 0,93 7,11
I Рис. 3. Сравнение методов и времени разрушения
методик для глубоких дефектов. Методы Shell, RAM, APIRP 579, CSA, DNV, Oliveria, PCORRC, LPC прогнозируют отказ через 15 лет. Разброс полученных результатов объясняется идеализацией форм дефектов и неприменимостью методик при различных параметрах дефектов и позволяет заключить, что универсального метода по оценке прочности трубопровода среди рассмотренных не существует.
Заключение
В данной статье рассмотрены подходы к оценке прочности трубопровода на основе анализа научно-технической литературы, данных открытых источников по существующим методам определения прочности труб с коррозионными дефектами при пластичном механизме разрушения
Показано, что методы склонны к недооценке или переоценке разрушающего давления. Так, большинство методов при глубине дефекта 25% завышают разрушающее давление, а при увеличении глубины дефекта - занижают. Следует отметить, что не найдены методы, прогнозирующее разрушающее давление со средним отклонением менее 5%, в то время как некоторые методы, имеют отклонение более 50%. Также разброс наблюдается при прогнозировании времени отказа трубопровода, что затрудняет принятие решений по ремонту трубопроводов.
Разброс получившихся значений позволяет заключить, что универсального метода по оценке прочности трубопровода для различных параметров дефекта среди рассмотренных не найдено. С одной стороны, в представленных методах применяются современные подходы к оценке процессов разрушения, критерия работоспособности, но с другой стороны, для компенсации случайного характера нагружения и погрешностей вводятся коэффициенты запаса. В результате складывается определенное несоответствие в методологии учета различных факторов, влияющих на прочность. Таким образом, для устранения разброса и минимизации среднего отклонения возникает необходимость выбора метода в зависимости от параметров дефекта.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. РД-23.040.00-КТН-090-07. Классификация дефектов и методы ремонта дефектов и дефектных секций действующих магистральных нефтепроводов. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2007. 69 с.
2. Menon E, Shashi. Liquid Pipeline Hydraulics. N.Y.: Marcel Dekker Inc., 2004. 268 p.
3. ASME B31G-1991. American national standard. Manual for determining the remaining strength of corroded pipelines: a supplement to ASME B31code for pressure piping. Revision of ANSI/ASME B31G-1984. N.Y.: ASME, 1991. 56 p.
4. A.C. Benjamin, R.D. Vieira, J.L. Freire, J. de Castro. Modified equation for the assessment of long corrosion defects. 20th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering. Rio de Janeiro, Brazil, 2001.
5. ASME-B31G-2004. Manual for determining the remaining strength of corroded pipelines. New York, American Society of Mechanical Engineers, 2004. PP. 1-64.
6. ASME B31G-2009. Manual for determining the remaining strength of corroded pipelines. New York, the American Society of Mechanical Engineers, 2009, PP. 1-56.
7. O.H. Bjornoy, M.J. Marley. Assessment of Corroded Pipelines: Past, Present and Future. Proceedings of tile Eleventh International Offshore and Polar Engineering Conference. 2001. PP. 93-101.
8. M.G. Kirkwood, B. Fu, D. Vu. Assessing the integrity o f corroded linepipe - an industry initiative. Society for Underwater Technology Printed in the UK. 1996. PP. 55-68.
9. S.F. Yasseri, R.B. Mahani. Remaining Useful Life of Corroding Pipelines. Proceedings of the Twenty-sixth International Ocean and Polar Engineering Conference, 2016. PP. 390-397.
10. M. Mokhtari, R.E. Melchers. Next-generation fracture prediction models of pitted pipelines for cleaner energy Transportation. Proceedings of the Twenty-ninth International Ocean and Polar Engineering Conference. 2019. PP. 1682-1687.
11. M. Mokhtari, R.E. Melchers. Next-generation fracture prediction models for pipes with localized corrosion defects. Engineering Failure Analysis. 2019. PP. 610-626.
12. R.A. Gomez, M.S. Silva, E.B. Arteaga. Reliability assessments of corroded pipelines based on internal pressure. A review. Engineering Failure Analysis, Elsevier. 2019.
13. Гаспарянц Р.С. Расчет на прочность и долговечность трубопроводов с коррозионными дефектами потери металла // Нефтепромысловое дело, 2008. № 1. С. 34-39.
REFERENCES
1. RD 23.040.00-KTN-090-07Klassifikatsiya defektovimetody remonta defektovidefektnykh sektsiy deystvuyushchikh magistral'nykh nefteprovodov [RD 23.040.00-KTN-090-07 Classification of defects and methods of repairing defects and defective sections of operating trunk lines oil pipelines].
2. Menon E. Shashi. Liquid pipeline hydraulics. New York, Marcel Dekker Inc. Publ., 2004. 68 p.
3. ASMEB31G-1991 American national standard. Manual for determining the remaining strength of corroded pipelines: a supplement to ASME B31code for pressure piping. Revision of ANSI/ASME B31G-1984. New York, ASME Publ., 1991.56 p.
4. Adilson C. Benjamin, Ronaldo D. Vieira, Jose Luiz F. Freire, Jaime T. P. de Castro. Modified equation for the assessment of long corrosion defects. Proc. of the 20th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering. Rio de Janeiro, 2001.
5. Asme-B31G, Manual for determining the remaining strength of corroded pipelines. American Society of Mechanical Engineers, 2004, vol. 552, pp. 1-64.
6. Asme-B31G, Manual for determining the remaining strength of corroded pipelines. Am. Soc. Mech. Eng., 2009.
7. Bjornoy O.H., Marley M.D. Assessment of corroded pipelines: past, present and future. Proc. of the Eleventh International Offshore and Polar Engineering Conference. 2001, pp. 93-101.
8. Kirkwood M.G. Assessing the integrity o f corroded linepipe - an industry initiative. Society for Underwater Technology, pp. 55-68.
9. S.F. Yasseri, R.B. Mahani. Remaining Useful Life of Corroding Pipelines. Proceedings of the Twenty-sixth International Ocean and Polar Engineering Conference. 2016, pp. 390-397.
10. Mojtaba Mokhtari, Robert E. Melchers. Next-generation fracture prediction models for pipes with localized corrosion defects. Engineering Failure Analysis, 2019, no. 105, pp. 610-626.
11. Amaya-Gómez R, Sánchez-Silva M, Bastidas-Arteaga E, Schoefs F, Muñoz F. Reliability assessments of corroded pipelines based on internal pressure - A review. Engineering Failure Analysis, 2019.
12. Rafael Amaya-Gómez, Mauricio Sánchez-Silva, Emilio Bastidas-Arteaga, Franck Schoefs, FelipeMunoz. Reliability assessments of corroded pipelines based on internal pressure - A review. Engineering Failure Analysis, 2019.
13. Gasparyants R.S. Calculation of strength and durability of pipelines with corrosion defects of metal loss. Neftepromyslovoye delo, 2008, no. 1, pp. 34-39 (In Russian).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Муллаянова Алина Фиратовна, специалист отдела моделирования и оптимизации трубопровода, ООО «РН-БашНИПИнефть». Алферов Алексей Викторович, эксперт управления сопровождения эксплуатации трубопроводов, ООО «РН-БашНИПИнефть». Виноградов Павел Владимирович, начальник отдел моделирования и оптимизации трубопроводов, ООО «РН-БашНИПИнефть». Вафин Тагир Ильдарович, магистрант кафедры промысловые трубопроводные системы, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Alina F. Mullayanova, Pipeline Modeling and Optimization Specialist, RN-BashNIPIneft LLC.
Alexey V. Alferov, Expert of the Pipeline Operation Support Department, RN-BashNIPIneft LLC.
Pavel V. Vinogradov, Head of Modeling and Pipeline Optimization
Department, RN-BashNIPIneft LLC.
Tagir I. Vafin, Undergraduate, Ufa State Petroleum Technological
University.
