CC BY
24
УДК 621.644:620.194.22
Безопасная эксплуатация газопроводов на основе модели управления коррозионным растрескиванием под напряжением
И.В. Ряховских
ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., no. Ленинский, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, зд. 15, стр. 1 E-mail: I_Ryakhovskikh@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. Работа посвящена явлению коррозионного растрескивания под напряжением (КРН), представляющему собой острую проблему для крупнейших компаний-операторов, эксплуатирующих газотранспортные системы большого диаметра, построенные во второй половине прошлого века. Автор предлагает подходы к обеспечению безопасности таких систем, базирующиеся на кинетической модели процесса, разработанной им по результатам многолетних научных изысканий применительно к российским газопроводам, подверженным КРН. В качестве значимых итогов проведенных исследований в статье представлены расчетные методики оценки ресурса и прочности труб с дефектами КРН в составе магистральных газопроводов, рекомендованы критерии выбора приборов для внутритрубной диагностики трубопроводов с трещинами, а также способов ремонта труб в зависимости от размеров дефектов КРН.
Ключевые слова:
газопровод,
коррозия,
растрескивание,
модель,
ресурс,
диагностирование,
дефект,
ремонт.
В середине XX в. общая протяженность магистральных трубопроводов (МГ) в мире составляла около 350 тыс. км, а к началу XXI в. их суммарная протяженность в трех крупнейших нефтегазодобывающих державах - России, США и Канаде - примерно 1 млн км [1]. Рывку развития сетей трубопроводного транспорта поспособствовали металлургические технологии прошлого века, обеспечившие производство труб большого диаметра из упрочненных сталей. В 1970-е гг. крупнейшие советские, европейские и азиатские производители трубной продукции освоили производство электросварных труб большого диаметра 1020.. .1420 мм из малоуглеродистых низколегированных сталей класса прочности X70 для строительства нефте- и газопроводов, работающих под давлением 5,5.7,5 МПа.
В те же годы США предложили технологию трассовой изоляции трубопроводов с применением полиэтиленовых лент типа «Поликен» [2], которая получила широкое распространение в странах, развивающих газопроводные сети. На сегодняшний день следует констатировать износ подземных МГ, построенных во 2-й половине прошлого века, что связано с недолговечностью полиэтиленовых лент и, как следствие, замедленным разрушением труб под действием коррозии и коррозионного растрескивания под напряжением (КРН) в местах отслоения изоляции.
Наиболее распространенной проблемой для большинства подземных МГ мира стало КРН [3-5], по причине которого аварии газопроводов зафиксированы в США, Канаде, России, Австралии, Иране [3, 4, 6, 7]. На территории России КРН МГ, как правило, наблюдается в грунтовых средах с околонейтральным значением рН-фактора [8]. Раннему - спустя 10.12 лет [9, 10] с начала эксплуатации МГ - образованию дефектов КРН способствует изоляция с применением полиэтиленовых лент. Однако другие типы покрытий полностью не исключают возможности разрушения газопроводов по механизму КРН [11].
Большинство операторов газотранспортных сетей признают увеличение рисков эксплуатации газопроводов в условиях КРН со временем. Вместе с тем не все повреждения, включая трещины и расслоения металла труб, образованные в результате воздействия агрессивной коррозионной среды, оказывают влияние на работоспособность газопровода [12]. Показано [3, 13], что в процессе полного вскрытия участка газопровода и диагностирования труб с приборами неразрушающего контроля глубина
обнаруженных дефектов КРН примерно в девяти случаях из десяти не превышает 10 % толщины стенки трубы (5). Однако сравнительный анализ данных неразрушающего контроля труб в шурфах и результатов внутритрубного контроля на выборке из более чем 25000 дефектов КРН для МГ с различным сроком эксплуатации (рис. 1) показывает тенденцию к увеличению доли дефектов КРН глубиной более 0,15 для газопроводов, возраст которых превышает 30 лет. Это объясняет значимость решения задач своевременного обнаружения и последующего контроля участков газопроводов, подверженных КРН, и разработки ресурсосберегающих технологий их санации.
В интересах решения поставленных задач в настоящей работе дан краткий обзор авторских исследований в области моделирования многостадийного процесса КРН. По результатам моделирования разработаны методика оценки сроков безопасной эксплуатации МГ с дефектами КРН, а также требования к выявлению и ремонту стресс-коррозионных трещин. Приведенные ниже результаты моделирования и практические рекомендации по эксплуатации применимы для МГ большого диаметра 1020...1420 мм, изготовленных из малоуглеродистых низколегированных сталей класса прочности Х70, изолированных
полиэтиленовыми лентами, работающих под давлением 5,5.7,5 МПа, со сроками эксплуатации 25 и более лет и подготовленных к проведению внутритрубного технического диагностирования (ВТД).
Модель КРН труб большого диаметра из малоуглеродистых низколегированных сталей в средах с близким к нейтральному рН
Впервые комплексная кинетическая модель КРН для трубных сталей в средах с рН, близким к нейтральному, предложена автором в 2019 г. [14]. На рис. 2 представлена обобщенная форма 6-стадийной [9, 14] кинетической диаграммы образования и распространения дефектов КРН в трубных сталях с течением времени. Согласно этой модели КРН проходит через последовательность этапов, которые характеризуют изменение скорости распространения трещин, включая сценарий замедления их роста вплоть до полной остановки. На каждом этапе процесс КРН определяется совокупным действием различных параметров. Для прогнозирования скорости КРН описаны параметры, влияющие на кинетику распространения трещин, а также установлены типы функциональных связей между скоростью роста трещин и этими параметрами.
£ 102
ю
Е?
-
«
о
5 101
л Л
к
и «
к -
10-1
II I
29
29
29 30 30 31 32 32 44
Срок службы трубопроводов до капитального ремонта, лет
Глубина трещины:
■ < 0,15 (данные диагностики при ремонте)
■ >0,15 (данные диагностики при ремонте)
■ >0,155(данныевнутритрубнойдиагностики)
Рис. 1. Процентное отношение дефектов различной глубины к общему количеству дефектов КРН в зависимости от срока эксплуатации МГ
Время, лет
Рис. 2. Динамика скорости роста трещин (СРТ):
0 - гарантированный производителем срок безотказной службы покрытия; 1 - инкубационный
период, вмещающий образование локального коррозионного дефекта и предшествующий образованию трещины; 2 - период образования и мгновенного роста трещин (со временем СРТ уменьшается); 3 - наиболее длительный период постоянной СРТ; 4 - период увеличения СРТ под действием переменных внешних или эксплуатационных нагрузок, а также в результате взаимодействия трещин в колониях; 5 - отказ трубопровода
Описание модели КРН. Как известно [3, 15], очагами образования стресс-коррозионных повреждений преимущественно становятся несовершенства поверхности металла труб при взаимодействии с коррозионной средой. Поэтому для большинства трубопроводов период до образования коррозионного дефекта - инициатора трещины - справедливо принимать равным гарантированному производителем сроку службы или назначать средний срок службы, опираясь на опыт эксплуатации антикоррозионного защитного покрытия. Например, средний срок службы полиэтиленовых лент следует принимать равным 10.12 годам [9, 10].
Процесс образования трещин в сталях относится к стадии 2 и происходит в сформированных на стадии 1 локальных коррозионных повреждениях, очагами которых могут стать, например, скопления неметаллических включений, выходящих на поверхность стали [15-17]. Кинетика роста вновь образованных трещин определяется уровнем остаточных технологических напряжений на поверхности стали [18] и отношением длины трещины к ее глубине.
Чувствительными параметрами, характеризующими возможность роста или торможения трещин при переходе на стадию 3, являются
структура и текстура стали [15, 19], сформированные в процессе прокатки. Оценить влияние текстуры на стойкость стали против КРН возможно по результатам измерения соотношения объемных долей компонент кристаллографической текстуры во внутренних и внешних слоях трубы [20].
На стадии 3 часть трещин под воздействием почвенного электролита может незначительно увеличиваться в длину, кроме того, для данной стадии характерно образование плотных колоний трещин. Фактором, способствующим релаксации напряжений, является зона пластической деформации в вершине трещины [14]. Снижение влияния остаточных напряжений по толщине стенки трубы на данном этапе может приводить к остановке роста трещин. Это связано с тем, что растягивающие окружные остаточные напряжения, вызванные процессом формовки трубы, уменьшаются от внешней поверхности к внутренним слоям [18, 21-23].
Распределения остаточных напряжений, измеренных рентгеновским методом, [24-26] показали аналогичную тенденцию (рис. 3). Поскольку рабочие напряжения почти постоянны, а остаточные напряжения уменьшаются, общие окружные напряжения,
3 50 -|
-30 -
-20 -
т,
— безКРН,НД
— КРН,РСА
— безКРН,РСА
КРН,НД
-40 -
-50
0
2
4
6
8
10
Расстояние от внешней поверхности трубы, мм
Рис. 3. Результаты измерений остаточных напряжений в тангенциальном (или кольцевом) направлении методами рентгеноструктурного анализа (РСА) и нейтронной дифракции
(НД) для двух типов образцов [21]
вызывающие распространение трещины, также уменьшаются. Таким образом, их влияние на скорость роста трещины снижается. При травлении грунтовым электролитом кончики трещин затупляются, что может приводить к полной остановке развития колонии КРН [26, 27].
Дальнейший рост трещин на стадии 3 под действием почвенного электролита отмечается для части трещин в наименее благоприятных случаях [28, 29] и определяется скоростью локального анодного растворения (ЛАР) стали [8, 30]. Далее по мере перехода части трещин на стадию 4 все большее влияние на скорость их распространения начинают оказывать рабочие напряжения и переменные нагрузки в трубопроводе.
В процессе длительной эксплуатации газопроводов на дефекты КРН на стадии 4 начинают оказывать влияние переменные нагрузки, связанные с колебаниями давления газа и сезонными подвижками грунта [3, 14]. По результатам испытаний [9] для трещин глубиной до 0,25...0,255 фиксировалось лишь изменение дислокационной субструктуры областей материала вблизи вершин трещин без признаков их усталостного прироста. При этом отмечается нарушение целостности оксидных пленок, что при доступе коррозионной среды может стимулировать рост трещин по механизму ЛАР [13]. Подтверждением указанного явления служат данные о стимулирующем характере действия коррозионно-активных компонентов грунтового электролита ($2-, С032-, Р043 ) на скорость развития трещин КРН, полученные при статических и малоамплитудных циклических нагрузках в околонейтральном диапазоне рН (рис. 4). По мере развития стресс-коррозионные трещины объединяются, образуя магистральную трещину, которая в конечном итоге может привести к отказу МГ.
С точки зрения управления процессом КРН наиболее важны именно стадии 3 и 4, поскольку, с одной стороны, эти стадии лимитируют длительность процесса замедленного коррозионно-механического разрушения газопровода, с другой стороны, здесь появляется возможность своевременно обнаружить трещины современными приборами внутритрубного технического диагностирования [31, 32], что создает предпосылки к развитию ресурсосберегающих технологий ремонта труб в трассовых условиях [33, 34].
Математическое описание модели. Согласно расчетным экспериментальным данным [9, 14], общая скорость процесса образования и распространения одиночной трещины КРН до момента разрыва описывается следующей системой уравнений:
£ 2,0
„ь
£ 1,6
Стадия 3 Стадия4
< )
Расчетные значения СРТ: О до разрушения О в начальный момент времени
< ) _
о
о 0 I I 1 < ( ) )
о
1,2
0,8
0,4
Ш4
NS4 + ■ сульфид
Ш4 + ■ карбонат
Ш4
NS4 + ■ сульфид
Ш4 + ■ карбонат
Рис. 4. Зависимость СРТ для трубы на 3-й и 4-й стадиях развития процесса КРН [9]
йа.
I = 3
I = {,■ = 1\к -/„у*"1, I = 2|г-ехр| -
М
1 - п2 1Ер
У, V
'-п ( 2N 1Г
N-1
К
V Его У
1п
V V
К2- К,2,
ЛГ0 J )
(1)
=41Лу X
N..
í к^ аК:
/''
/ = 5 |ю. = 1 ,
где а1 - параметр, характеризующий снижение остаточных напряжений в поверхностном слое металла трубы; I - номер стадии КРН по модели (см. рис. 2); t¡ - длительность 1-й стадии. Для I = 1: к и пх - эмпирические коэффициенты, зависящие от состава электролита и металлургических свойств стали; ^ - время возникновения локального коррозионного дефекта после доступа агрессивной среды к поверхности трубы. Для i = 2: 0,015 < а < 0,085 для одношовной трубы и 0,015 < а < 0,135 для двухшовной трубы; т - эмпирический коэффициент, учитывающий отношение глубины одиночной трещины к длине; г = dc/dt (2с - длина единичной трещины в колонии на поверхности трубы; t - время); 5 - количество секунд в одном годе, с/год. Для i = 3: ¡* - скорость растворения свежего поверхностного металла, А/м2; р - плотность стали, г/см3; п2 - показатель экспоненты кривой спада анодного тока; М - атомная масса железа, г/моль; г - число электронов в реакции окисления железа; ^ - постоянная Фарадея; t1 - время начала репассива-ции пленки, с; гЕ - прочность защитной пленки; г0 - специфическая длина для расчета напряжений в вершине трещины; N - коэффициент упрочнения стали; в - коэффициент Райса; ст - предел текучести стали, Па; Е - модуль Юнга, Па; К1КРН - пороговый коэффициент интенсивности напряжений для начала роста трещины в данной коррозионной среде, МПа м0,5. Для i = 4: АКУ -комплексный эмпирический коэффициент, учитывающий параметры трубы и условия эксплуатации; Nk - количество циклов в к-м блоке нагружения, испытываемого трубопроводом за год; Ктах - максимальный коэффициент интенсивности напряжений (КИН), рассчитанный для трубы с КРН; АКк - диапазон изменения КИН при реализации переменного нагружения в к-м блоке циклов; /к - среднегодовая частота циклов в к-м блоке нагружения, Гц; п, а, в, у - эмпирические константы. Для i = 5 (подробнее см. далее): ю, - предельное значение параметра поврежденности; сп, с0 - напряжения в зоне дефекта - соответственно номинальное (т.е. в неповрежденной трубе) и предельное. Следует отметить, что оригинальная формула [9, 14] для i = 4 была модифицирована с учетом широкого спектра циклического нагружения МГ.
0
N+1 п
п
п
п
Важным условием моделирования КРН является то, что минимальное значение СРТ на каждом последующем этапе не может быть меньше значения СРТ на предыдущем этапе; данный факт определяет переход процесса КРН на следующую стадию развития.
Для оценки остаточного ресурса труб с магистральной стресс-коррозионной трещиной и последующего оптимального планирования ремонтных мероприятий необходимо ввести понятие отказа (предельного состояния) и расчетный критерий отказа, позволяющий рассчитать точку отказа по сочетанию глубины и длины дефекта. Экспериментально установлено, что разрушение труб происходило, когда в нетто-сечении трубы в зоне трещины действовали напряжения в диапазоне от предела текучести до предела прочности трубы, а фактическое напряжение разрушения зависело от разнообразного сочетания факторов (формы трещины, разброса механических свойств металла и их анизотропии, работы металла в упругопластической зоне, неравномерного распределения остаточных и эксплуатационных напряжений, наличия микродефектов) [3, 34]. В связи с этим для обеспечения консервативности подхода к эксплуатации опасного производственного объекта, а именно МГ, исходя из принципа минимизации техногенных рисков под предельным состоянием (отказом) понимается условие равенства усредненных напряжений в зоне дефекта пределу текучести материала трубы.
Стадия 5 - отказ. Точку отказа наиболее корректно рассчитывать на основе известного метода R6, нормативно закрепленного в ряде западноевропейских и американских стандар-тов1, или на основе описания процессов отказа с использованием параметра поврежден-ности, разработанного рядом советских ученых [35, 36]. Для схематичного описания процесса разрушения трубы введен параметр поврежденности
ю = -
F.
F
(2)
1 cm. R 6: Assessing the integrity of structures containing defects. - British Energy Generation (UK) Limited, 2001. - Rev. 4.
BS 7910:2005. Guide to methods for assessing the acceptability of flaws in metallic structures. API 579-1/ASME FFS-1. Fitness-For-Service. - 3rd ed. -2016.
где - площадь трещины; - площадь поперечного сечения элемента конструкции, содержащего трещину. Таким образом, параметр поврежденности характеризует степень уменьшения площади поперечного сечения, воспринимающей нагрузку, т.е. степень уменьшения эффективной площади. При отсутствии трещин в поперечном сечении стенки трубы ю = 0; когда магистральная трещина охватывает все сечение, ю = 1 и происходит отказ. В действительности еще до приложения нагрузки материал имеет микродефекты, чему соответствует некоторое начальное значение параметра ю = ю0 > 0, а отказ происходит в тот момент, когда напряжение в зоне дефекта достигает предельного значения а„. Моменту отказа соответствует значение параметра ю = ю < 1.
Таким образом, напряжение в зоне дефекта через параметр поврежденности определяется по формуле
(3)
1-ю
Важное замечание необходимо сделать в отношении величины ё в уравнении (3). Это напряжение по нетто-сечению в точке, находящейся в вершине трещины. Понятие напряжения в точке справедливо для идеального материала, который является однородным и непрерывным. Однако реальный материал, если рассматривать его микроструктуру, не обладает этими свойствами. Поэтому здесь и далее под а в уравнении (3) будем понимать эффективное (или усредненное) напряжение, действующее в некоторой области, находящейся в зоне дефекта. Следует заметить, что если в рамках рассмотренной модели отказа по параметру ю не придавать физического значения параметру поврежденности, а ввести его просто как некоторый скалярный параметр, связанный с процессом разрушения, то эта модель может быть применена к оценке локальной прочности в условиях сложного напряженного состояния. В этом случае в уравнении (3) роль си играет максимальное нормальное растягивающее напряжение.
В соответствии с рассмотренным подходом и принятым критерием отказа предельно допустимое значение параметра повреж-денности трубы с трещиной в момент ее отказа может быть определено по экспериментальным или известным (например, R6) расчетным
n
зависимостям номинальных напряжений си от размеров трещины по формуле
ю. = 1---.
О-1
О - ер
О = А 1 +
1 ер Ь
х,2 1 + ер БЪ'
где Ь - длина магистральной трещины (колонии трещин) КРН на поверхности трубы, мм; Б - внешний диаметр трубы, мм;
Кс
а = -
- безразмерный параметр.
ю = [Ч* =
а,.
Ь =ау[В8
1 + ер
(1-[ Ч.)21
-1
(8)
(4)
С учетом представленного параметра поврежденности отказ трубы с дефектом КРН на стадии 5 описывается уравнением
(5)
где е =--относительная глубина дефекта, где
5
Н - глубина дефекта; В = —+-1п-К ,
3 3 сттЛ/ 0,0015
где Кс - предельное значение интенсивности напряжений (трещиностойкости), МПам0,5, сТ - предел текучести стали трубы, МПа.
Значение входящего в правую часть формулы (5) безразмерного параметра О вычисляют по формуле
(6)
л/лстт %/ю~6 Бд В качестве критерия отказа трубы с магистральной стресс-коррозионной трещиной с целью реализации консервативного сценария из-за непредсказуемости поведения трещин при упругопластической работе металла труб принимается условие равенства усредненных напряжений в зоне дефекта пределу текучести материала трубы, который через параметр пов-режденности записывается в следующем виде:
Результаты сравнения предельных размеров магистральной стресс-коррозионной трещины, рассчитанных по формуле (8) и методом R6, представлены на рис. 5. Результаты получены при следующих исходных данных: 5 = 18,7 мм; сТ = 480 МПа; си = 273,56 МПа; Кс = 130 МПам05; [ю]ав = 0,43.
Таким образом, предложенная модель оценки несущей способности трубы с дефектами КРН учитывает геометрические размеры трубы и дефекта, механические свойства трубной стали и дает результаты, сопоставимые по точности с расчетами методом R61.
Рекомендации по эксплуатации газопроводов с КРН
Сформулированная выше модель КРН, дополненная детализированным описанием точки отказа, позволяет обосновать ряд новых практических рекомендаций по эксплуатации труб, ранее не использовавшихся операторами трубопроводов.
Оценка работоспособности дефектных элементов. На рис. 6 приведена графическая интерпретация зависимостей глубин трещин от их длин для заданных уровней снижения несущей способности ю (аварийного, предельного и допустимого) для принятия
х1
о4
1,0
(7)
где [ю]ш - аварийное значение параметра пов-режденности.
С использованием формулы (5) и принятого критерия отказа (7) предельная длина магистральной трещины (колонии трещин) КРН на поверхности трубы (Ь.) в зависимости от ее глубины может быть определена по аналитической формуле
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
1 1 — формула (6) О метод Я61 _
О
о Р
0
0,4
0,8
1,2
1,6 2,0 Ь „ мм
Рис. 5. Зависимость относительной глубины магистральной стресс-коррозионной трещины от ее предельной длины для трубы диаметром Б = 1420 мм
Область аварийных дефектов
\ Область предельных дефектов 1 1 1 /| / 1 / 1 / 1 у
Область допустимых дефектов __к._4----------, & / | / § | У 1 1 1 1 1 1 1 1 у/
Область безопасных дефектов --сз---\---Ж------ Ю 1 Ж ^ \ / 1 н 1 и Н 1 1 1 Требуемый порог обнаружения
40 50 60 70 80 90 100 Ь Время эксплуатации Целевая вероятность Р, %
Рис. 6. Графическая реализация уравнений (8) и (1) (а и б соответственно) и требований к приборам для ВТД (в) [31, 32]
к
И
к
управленческих решений по результатам расчетной оценки остаточного ресурса МГ по модели КРН [14].
Оценка использует аварийное (кт), предельное (к ) и безопасное (кбез) значения к для данной трубы в соответствии с формулой (5).
^ =8М
V Р
планового (Тпл) [14]
кпред кав Тт
междиагностичесого периода2
СРТ;
(12)
(9)
в) труба подлежит плановому ремонту в сроки, рассчитанные на основе кинетической модели (1), при соблюдении условия
Далее, используя уравнение (9), оценивают 0,15 < к < к размеры дефектов. В зависимости от размеров дефектов КРН (см. рис. 6) возможны следующие практические рекомендации по ремонту дефектной трубы:
а) трещина считается аварийной, а труба должна быть немедленно отремонтирована, если к < 0,15.
(13)
г) КРН-повреждение трубы незначительно, ее механический ремонт не требуется, достаточно очистить поверхность трубы и восстановить изоляционное покрытие [33, 34, 37], если
(14)
к > к„
(10)
б) труба подлежит оперативному ремонту, если рассчитанное по формуле (1) значение к удовлетворяет условию
к < к < к
пред — ав*
Требования к обнаружению КРН с применением приборов ВТД. Особенности эксплуатации трубопроводов, подверженных КРН, предъявляют особые требования к Системе
(11)
Это значит, что глубина дефекта достигнет предельного значения до повторной внут-ритрубной инспекции. При условии недостижения трубой аварийного состояния в течение
В России для приборов ВТД Тш = 3.. .5 лет. См.: Правила эксплуатации магистральных газопроводов: СТО Газпром 2-3.5-454-2010. См. также: Управление техническим состоянием и целостностью газотранспортной системы ПАО «Газпром». Технические требования к автоматизированным диагностическим комплексам для технического диагностирования технологических трубопроводов компрессорных станций: Р Газпром 2-2.3-1192-2020. См. также: Инструкция по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов: Р Газпром 2-2.3-1190-2019.
Требования к ВТД МГ с дефектами КРН и единичными трещинами3
Тип дефекта Степень опасности дефекта (см. рис. 6) Требования к внутритрубным инспекционным приборам Вероятность обнаружения и идентификации дефекта (Р = Р0Р1)
вероятность обнаружения дефекта (Р0) вероятность идентификации дефекта (Р1)
КРН и единичные трещины Безопасный 0,8 0,7 0,56
Допустимый 0,95 0,9 0,855
Предельный 0,99 0,99 0,98
Аварийный 1 0,99 0,99
управления техническим состоянием и целостностью МГ [31, 32], включая верификацию результатов ВТД в шурфах. Приборы ВТД должны обеспечивать:
• обнаружение и правильное распознавание с требуемой вероятностью (таблица) дефектов КРН в основном металле труб, кольцевых и продольных сварных швах;
• измерение толщин и геометрии элементов трубопровода,
• определение пространственного положения дефектов и контроль состояния изоляционного покрытия.
Фактическая вероятность Р0 устанавливается при статистической обработке данных обследований в шурфах для выборки дефектов КРН одного класса, обнаруженных прибором для ВТД, и в зависимости от количества пропущенных дефектов (пп) среди действительного количества дефектов в выборке Л) рассчитывается по следующим формулам:
Р0 = Для«п = 0; (15) Р = 1--„ 2 ^ ,-т Д™0 < П ^ N - пи), (16)
2 у + г
6у
где у - доверительная вероятность (нижняя граница доверительного интервала), равная 0,9; у -параметр, равный 2Лл - пп;
2 = 2(«п +1)
1
1--+ иу. -
9(«п +1) 19(«п +1)
(17)
где му - квантиль стандартизованного нормального распределения, значение которого равно 1,282 для доверительной вероятности 0,9. Вероятность Р1 рассчитывается аналогично на основе доли правильно идентифицированных дефектов в общем количестве обнаруженных дефектов. По результатам сравнения фактических и требуемых значений Р (см. таблицу) оператором трубопровода принимается решение о соответствии использованного прибора действующим отраслевым требованиям3.
Кросс-графики (см. рис. 6) наглядно демонстрируют корреляцию расчетной оценки работоспособности дефектных элементов трубопровода, вероятности обнаружения и идентификации дефектов КРН и кинетики развития во времени.
Ключевыми инструментами обеспечения безаварийной эксплуатации газотранспортных сетей большого диаметра являются контроль и управление процессами замедленного разрушения труб, среди которых наиболее сложным и многостадийным является КРН. Ресурс газопровода с дефектами КРН предложено оценивать согласно кинетической модели исходя из длительности периода развития стресс-коррозионной трещины вплоть до отказа трубы. Представлен расчетный критерий предельного состояния (точки отказа) трубы с магистральной стресс-коррозионной трещиной, основанный на описании процессов разрушения с использованием параметра поврежденности тубы.
См. Р Газпром 2-2.3-1192-2020.
* * *
В зависимости от расчетной оценки работоспособности и остаточного ресурса труб с дефектами КРН даны практические рекомендации для определения сроков и способов их ремонта, направленные на ресурсосбережение без ухудшения условий безопасной эксплуатации.
Сформулированы требования к дефектоскопическим характеристикам приборов для
ВТД МГ и математическому аппарату для оценки их достижения в части точности обнаружения и идентификации дефектов КРН.
Приведена корреляция расчетной оценки степени опасности дефектов КРН в отношении элементов МГ, кинетики их развития и вероятности их выявления приборами ВТД.
Список литературы
1. Pipelines // Encyclopedia of the Nations. - World Statistics. - The World Factbook - CIA. -https://www.nationsencyclopedia.com/ WorldStats/CIA-World-Factbook-Pipelines.html
2. Kendall International, Inc. // International Directory of Company Histories. - St. James, MO, USA: St. James Press, 1995. - Т. 11. -https://www.encyclopedia.com/books/politics-and-business-magazines/kendall-international-inc
3. 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. - № S2 (724). -C. 10-15.
4. Cheng Y.F. Stress corrosion cracking of pipelines / Y.F. Cheng. - Hoboken, New Jersey: John Wiley & Sons, 2013.
5. Pouraziz R. Investigation of different failure modes in oil and natural gas pipeline steels / R. Pouraziz, M.A. Mohtadi-Bonab,
J.A. Szpunar // Eng. Fail. Anal. - 2020. - Т. 109. -Ст. № 104400. - https://doi.org/10.1016/ j.engfailanal.2020.104400
6. Lavigne O. Analysis of intergranular stress corrosion crack paths in gas pipeline steels; straight or inclined? / O. Lavigne, E. Gamboa,
V. Luzin, et al. // Eng. Fail. Anal. - 2018. - Т. 85. -С. 26-35. - https://doi.org/10.1016/ j.engfailanal.2017.12.004
7. Sadeghi Meresht E. Failure analysis of stress corrosion cracking occurred in a gas transmission steel pipeline / E. Sadeghi Meresht, T. Shahrabi Farahani, J. Neshati // Eng. Fail. Anal. - 2011. -Т. 18. - С. 963-970. - https://doi.org/10.1016/ j.engfailanal.2010.11.014
8. Ryakhovskikh I.V. Intergranular stress corrosion cracking of steel gas pipelines in weak alkaline soil electrolytes / I.V. Ryakhovskikh,
R.I. Bogdanov, V.E. Ignatenko // Eng. Fail. Anal. -2018. - Т. 94. - С. 87-95. - https://doi.org/ 10.1016/j.engfailanal.2018.07.036.
9. Ryakhovskikh I.V. Model of stress corrosion cracking and practical guidelines for pipelines operation / I.V. Ryakhovskikh, R.I. Bogdanov // Eng. Fail. Anal. - 2021. - Т. 121. -
Ст. № 105134. - https://doi.org/10.1016/ j.engfailanal.2020.105134
10. Zhao J. Crack growth modeling and life prediction of pipeline steels exposed to near-neutral pH environments: dissolution crack growth and occurrence of crack dormancy in stage I / J. Zhao, W. Chen, M. Yu, et al. // Metall. Mater. Trans. A. -2017. - Т. 48. - С. 1629-2017. -https://doi.org/10.1007/s11661-016-3951-3.
11. Ryakhovskikh I. Stress corrosion cracking of pipeline steel in near-neutral pH environment / I. Ryakhovskikh, R. Bogdanov, T. Esiev, et al. // Proc. of Materials Science & Technolog, October 12-16, 2014, Pittsburgh, PA, USA. - Т. 1. - С. 807-814.
12. Kantyukov R. The impact of internal stratifications on the performance of oil and gas pipes / R. Kantyukov, I. Ryakhovskikh, R. Kashkovskiy // Eng. Fail. Anal. - 2021. -Т. 120. - Ст. № 105091.
13. Arabey A.B. Studying the possibility of long-term operation of pipes with insignificant
SCC / A.B. Arabey, O.N. Melekhin, O.V. Burutin, et al. // 3R International. - 2017. - № 01-02. -С. 104-110.
14. Ryakhovskikh, I.V. Regularities of the near-neutral pH stress corrosion cracking of gas pipelines = Закономерности развития стресс-коррозии труб магистральных газопроводов в средах с околонейтральным водородным индексом / И.В. Ряховских; на англ. // Вести газовой науки: науч.-технический. сб. -
М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. - № 3 (40): Повышение надежности магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением. - С. 43-59.
15. Zaitsev A.I. Structural factors governing main gas pipeline steel stress corrosion cracking resistance / A.I. Zaitsev, I.G. Rodionova, et al. // Metallurgist. - 2013. - Т. 57. - № 7-8. -
С. 695-706.
16. Зайцев А.И. Исследование влияния металлургических факторов на стойкость современных трубных сталей против коррозионного растрескивания / А.И. Зайцев, И.Г. Родионова, О.Н. Бакланова и др. // Проблемы черной металлургии
и материаловедения. - 2013. - № 1. - С. 54-69.
17. Stress corrosion Macking on Canadian oil and gas pipelines. - Calgary, Alberta: National Energy Board, 1996. - Report № MH-2-95.
18. Арабей А.Б. Влияние особенностей технологии производства труб на стойкость к коррозионному растрескиванию
под напряжением / А.Б. Арабей, Т.С. Есиев, И.В. Ряховских и др. // Газовая промышленность. - 2012. - № 2(673). -С. 52-54.
19. Perlovich Y. Effect of layer-by-layer texture inhomogeneity on the stress corrosion of gas steel tubes / Y. Perlovich, O. Krymskaya, M. Isaenkova, et al. // Materials Science Forum. - 2017. -
№ 879. - С. 1025-1030.
20. Perlovich Y.A. Effect of layerwise structural inhomogeneity on stress- corrosion cracking
of steel tubes / Y.A. Perlovich, O.A. Krymskaya, M.G. Isaenkova, et al. // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. - 2016. -Т. 130. - № 1. - Ст. 012009.
21. Lavigne O. Microstructural and mechanical factors influencing high pH stress corrosion cracking susceptibility of low carbon line pipe steel / O. Lavigne, E. Gamboa, W. Costin, et al. // Eng. Fail. Anal. - 2014. - Т. 42. - С. 283-291. -https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2014.07.011.
22. Lothhammer L.R. Residual stress measurements in steel pipes using DSPI and the holedrilling technique / L.R. Lothhammer, M.R. Viotti,
A. Albertazzi Jr., et al. // International Journal of Pressure Vessels and Piping. - 2017. - Т. 152. -С. 46-55. - https://doi.org/10.1016/ j.ijpvp.2017.05.008.
23. Gou R. Residual stress measurement of new and in-service X70 pipelines by X-ray diffraction method / R. Gou, Y. Zhang, X. Xu, et al. // NDT&E International. - 2011. - Т. 44. -
С. 387-393. - https://doi.org/10.1016/ j.ndteint.2011.03.003
24. Perlovich Yu. A. Correlation between
the resistance to stress corrosion cracking of steel tubes of gas pipelines with their layerwise texture inhomogeneity / Yu. A. Perlovich, I. V. Ryakhovskikh, M. G. Isaenkova et al. // KnE Materials Science. - 2017. - 15th International School-Conference "New Materials - Materials of Innovative Energy" (MIE). - С. 179-186. -https://doi.org/10.18502/kms.v4i1.2142
25. Перлович Ю.А. Механизмы коррозионного растрескивания под напряжением труб магистральных газопроводов по данным рентгеновского исследования их структурных особенностей / Ю.А. Перлович,
М.Г. Исаенкова, О.А. Крымская и др. // Вести газовой науки: науч.-технический. сб. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. - № 3 (40): Повышение надежности магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением. - С. 22-33.
26. Perlovich Y. Effect of layer-by-layer texture inhomogeneity on the stress corrosion of gas steel tubes / Y. Perlovich, O. Krymskaya, M. Isaenkova, et al. // Materials Science Forum. - 2017. -
Т. 879. - С. 1025-1030. - https://doi.org/ 10.4028/www.scientific.net/MSF. 879.1025
27. Leis B.N. Initiation of SCC on gas transmission pipelines in related cracking environments / B.N. Leis // Corrosion 96. - Denver, Colorado: NACE International, 1996. - Ст. № 268.
28. Chen W. An overview of near-neutral pH stress corrosion cracking in pipelines and mitigation strategies for its initiation and growth / W. Chen // Corrosion 72. - Denver, Colorado: NACE International, 2016. - С. 962-977. -https://doi.org/10.5006/1967
29. Кантор М.М. Применение метода дифракции отраженных электронов для изучения коррозионного растрескивания
под напряжением магистральных трубопроводов / М.М. Кантор, В.В. Судьин, В.А. Боженов // Вести газовой науки. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. - № 3 (27): Повышение надежности магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением. - С. 30-36.
30. Effect of electrolyte composition on crack growth rate in pipeline steel / A.I. Marshakov, V.E. Ignatenko, et al. // Corr. Sci. - 2014. -
Т. 83. - С. 209-216. - https://doi.org/10.1016/ j.corsci.2014.02.012.
31. Ryakhovskikh I. Pipeline integrity management system for gas compressor stations /
I. Ryakhovskikh, V. Podolskaia, M. Sidorochev, et al. // Proc. of 17th Pipeline Technology Conference. - 2020. - https://www.pipeline-conference.com/abstracts/pipeline-integrity-management-system-gas-compressor-stations
32. Ryakhovskikh I.V. Model of integrity management system for compressor stations technological pipelines in conditions of inspection data incompleteness / I.V. Ryakhovskikh,
V. V. Podolskaia, A.A. Kaverin, et al. // Equipment and technologies for oil and gas complex. -2020. - Т. 118. - С. 67-78.
33. Ряховских И.В. Совершенствование технологии ремонта протяженных участков магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением /
И.В. Ряховских, А.В. Мельникова, Д.А. Мишарин и др. // Вести газовой науки. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. - № 3 (27): Повышение надежности магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением. - С. 79-86.
34. Арабей А.Б. Технология ремонта магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию
под напряжением / А.Б. Арабей, И.В. Ряховских, А.В. Мельникова и др. // Наука и технологии в газовой промышленности. -2017. - № 3 (71). - С. 3-16.
35. Kachanov L.M. Introduction to continuum damage mechanics / L.M. Kachanov. - Berlin; Heidelberg, Germany: Springer Science: Business Media, B.V., 1986. - 135 с. - (Mechanics of elastic stability).
36. Rabotnov Yu. N. Elements of hereditary solid mechanics / Ю.Н. Работнов. - М.: Мир, 1980. -387 с.
37. Патент № 2639599 Российская Федерация, МПК F16L 58/00(2006.01). Способ отбраковки и ремонта труб подземных трубопроводов:
№ 2016123908: заявл. 15.06.2016: опубл. 21.12.2017 / С.В. Нефедов, И.В. Ряховских, Р.И. Богданов и др. - 10 с.
Safe operation of gas pipelines on the grounds of stress-corrosion control modelling
I.V. Ryakhovskikh
Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation E-mail: I_Ryakhovskikh@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. This paper highlights the phenomenon of stress-corrosion cracking being a serious challenge for the operators of the large-diameter gas mains built in the latter half of the 20th century. Author suggests ways to provide safeness of such systems on the grounds of a kinetic stress-corrosion model designed previously for cases of the domestic gas pipelines subject to stress-corrosion cracking. Like the prominent results of studies, author presents the computed procedures for assessment of residual life and strength of pipes having the stress-corrosion cracks and incorporated into the gas trunk pipelines. He recommends few criteria for selecting detectors suitable for in-line pipes inspection and methods of pipe repair depending of stress-corrosion cracks dimensions.
Keywords: gas pipeline, corrosion, cracking, model, resource, diagnostics, defect, repair.
References
1. Pipelines. In: Encyclopedia of the Nations. World Statistics. The World Factbook - CIA [online]. Available from: https://www.nationsencyclopedia.com/WorldStats/CIA-World-Factbook-Pipelines.html
2. Kendall International, Inc. In: International Directory of Company Histories [online]. St. James, MO, USA: St. James Press, 1995, vol. 11. Available from: https://www.encyclopedia.com/books/politics-and-business-magazines/kendall-international-inc
3. ALIMOV, S.V., A.B. ARABEY, I.V. RYAKHOVSKIKH, et al. The concept of diagnosis and repair of gas mains in regions with high susceptibility to stress corrosion cracking [Kontseptsiya diagnostirovaniya i remonta magistralnykh gazoprovodov v regionakh s vysokoy predraspolozhennostyu k stress-korrozii]. Gazovaya Promyshlennost, 2015, no. S2 (724), pp. 10-15, ISSN 0016-5581. (Russ.).
4. CHENG, Y.F. Stress corrosion cracking of pipelines. Hoboken, New Jersey: John Wiley & Sons, 2013.
5. POURAZIZ, R., M.A. MOHTADI-BONAB, J.A. SZPUNAR. Investigation of different failure modes in oil and natural gas pipeline steels. Eng. Fail. Anal., 2020, vol. 109, paper no. 104400, ISSN 1350-6307. Available from: https://doi.org/10.1016Zj.engfailanal.2020.104400
6. LAVIGNE, O., E. GAMBOA, V. LUZIN, et al. Analysis of intergranular stress corrosion crack paths in gas pipeline steels; straight or inclined? Eng. Fail. Anal., 2018. vol. 85, pp. 26-35, ISSN 1350-6307. Available from: https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2017.12.004.
7. SADEGHI MERESHT, E., T. SHAHRABI FARAHANI, J. NESHATI. Failure analysis of stress corrosion cracking occurred in a gas transmission steel pipeline. Eng. Fail. Anal., 2011, vol. 18, pp. 963-970, ISSN 1350-6307. Available from: https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2010.11.014
8. RYAKHOVSKIKH, I.V., R.I. BOGDANOV, V.E. IGNATENKO. Intergranular stress corrosion cracking of steel gas pipelines in weak alkaline soil electrolytes. Eng. Fail. Anal., 2018, vol. 94, pp. 87-95, ISSN 1350-6307. Available from: https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2018.07.036
9. RYAKHOVSKIKH, I.V., R.I. BOGDANOV. Model of stress corrosion cracking and practical guidelines for pipelines operation. Eng. Fail. Anal., 2021, vol. 121, paper no. 105134, ISSN 1350-6307. Available from: https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2020.105134
10. ZHAO, J., W. CHEN, M. YU, et al. Crack growth modeling and life prediction of pipeline steels exposed to near-neutral pH environments: dissolution crack growth and occurrence of crack dormancy in stage I. Metall. Mater. Trans. A, 2017, vol. 48, pp. 1629-2017, ISSN 10735623. Available from: https://doi.org/10.1007/s11661-016-3951-3.
11. RYAKHOVSKIKH, I., R. BOGDANOV, T. ESIEV, et al., Stress corrosion cracking of pipeline steel in near-neutral pH environment. In: Proc. of Materials Science & Technology, October 12-16 2014, Pittsburgh, PA, USA, vol. 1, pp. 807-814.
12. KANTYUKOV, R., I. RYAKHOVSKIKH, R. KASHKOVSKIY. The impact of internal stratifications on the performance of oil and gas pipes. Eng. Fail. Anal., 2021, vol. 120, paper no. 105091, ISSN 1350-6307.
13. ARABEY, A.B., O.N. MELEKHIN, O.V. BURUTIN, et al. Studying the possibility of long-term operation of pipes with insignificant SCC. 3R International, 2017, no. 01-02, pp. 104-110, ISSN 1613-1959.
14. RYAKHOVSKIKH, I.V. Regularities of the near-neutral pH stress corrosion cracking of gas pipelines. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2019, no. 3 (40): Improving reliability of gas mains subject to stress corrosion cracking, pp. 43-59. ISSN 2306-8949.
15. ZAITSEV, A.I., I.G. RODIONOVA, et al. Structural factors governing main gas pipeline steel stress corrosion cracking resistance. Metallurgist, 2013, vol. 57, no. 7-8, pp. 695-706, ISSN 0026-0894.
16. ZAYTSEV, A.I., I.G. RODIONOVA, O.N. BAKLANOVA, et al. Studying effect of metallurgic factors on modern pipe steels resistance to corrosion cracking [Issledovaniye vliyaniya metallurgicheskikh faktorov na stoykost sovremennykh trubnykh staley protiv korrozionnogo rastreskivaniya]. Problemy Chernoy Metallurgii iMaterialovedeniya, 2013, no. 1, pp. 54-69, ISSN 1997-9258. (Russ.).
17. Stress corrosion cracking on Canadian oil and gas pipelines. Calgary, Alberta: National Energy Board, 1996, report no. MH-2-95.
18. ARABEY, A.B., T.S. ESIYEV, I.V. RYAKHOVSKIKH, et al. Influence of features of the pipe production technology on resistance to stress corrosion cracking during the operation of main gas pipelines [Vliyaniye osobennostey tekhnologii proizvodstva trub na stoykost k korrozionnomu rastreskivaniyu pod napryazheniyem]. Gazovaya Promyshlennost, 2012, no. 2(673), pp. 52-54, ISSN 0016-5581. (Russ.).
19. PERLOVICH, Y., O. KRYMSKAYA, M. ISAENKOVA, et al. Effect of layer-by-layer texture inhomogeneity on the stress corrosion of gas steel tubes. Materials Science Forum, 2017, no. 879, pp. 1025-1030. ISSN 0255-5476.
20. PERLOVICH, Y.A., O.A. KRYMSKAYA, M.G. ISAENKOVA, et al. Effect of layerwise structural inhomogeneity on stress- corrosion cracking of steel tubes. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 2016, vol. 130, no. 1, paper no. 012009, ISSN 1757-899X.
21. LAVIGNE, O., E. GAMBOA, W. COSTIN, et al. Microstructural and mechanical factors influencing high pH stress corrosion cracking susceptibility of low carbon line pipe steel. Eng. Fail. Anal., 2014, vol. 42, pp. 283-291. ISSN 1350-6307. Available from: https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2014.07.011.
22. LOTHHAMMER, L.R., M.R. VIOTTI, A. ALBERTAZZI Jr., et al. Residual stress measurements in steel pipes using DSPI and the holedrilling technique. International Journal of Pressure Vessels and Piping, 2017, vol. 152, pp. 46-55, ISSN 0308-0161. https://doi.org/10.1016/j.ijpvp.2017.05.008
23. GOU, R., Y. ZHANG, X. XU. Residual stress measurement of new and in-service X70 pipelines by X-ray diffraction method. NDT&E International, 2011, vol. 44, pp. 387-393, ISSN 0963-8695. https://doi.org/ 10.1016/j.ndteint.2011.03.003.
24. PERLOVICH, Yu.A., I.V. RYAKHOVSKIKH, M.G. ISAENKOVA, et al. Correlation between the resistance to stress corrosion cracking of steel tubes of gas pipelines with their layerwise texture inhomogeneity. KnE Materials Science [online]. 2017, 15th International School-Conference "New Materials - Materials of Innovative Energy" (MIE), pp. 179-186, ISSN 2519-1438. https://doi.org/10.18502/kms.v4i1.2142.
25. PERLOVICH, Yu.A., M.G. ISAYENKOVA, O.A. KRYMSKAYA, et al. Mechanics of stress corrosion in trunk gas pipes according to X-ray studies of pipe structural characteristic [Mekhanizmy korrozionnogo rastreskivaniya pod napryazheniyem trub magistralnykh gazoprovodov po dannym rentgenovskogo issledovaniya ikh strukturnykh osobennostey]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2019, no. 3 (40): Improving reliability of gas mains subject to stress corrosion cracking, pp. 22-26.
26. PERLOVICH, Y., O. KRYMSKAYA, M. ISAENKOVA, et al., Effect of layer-by-layer texture inhomogeneity on the stress corrosion of gas steel tubes. Materials Science Forum, 2017, vol. 879, pp. 1025-1030, ISSN 0255-5476. Available from: https://doi.org/10.4028/www.scientific.net/MSF.879.1025
27. LEIS, B.N. Initiation of SCC on gas transmission pipelines in related cracking environments. In: Corrosion 96. Denver, Colorado: NACE International, 1996, paper no. 268.
28. Chen, W. An overview of near-neutral pH stress corrosion cracking in pipelines and mitigation strategies for its initiation and growth. In: Corrosion 72. Denver, Colorado: NACE International, 2016, pp. 962-977. Available from: https://doi.org/10.5006/1967.
29. KANTOR, M.M., V.V. SUDIN, V.A. BOZHENOV. Application of the slow electron diffraction method for studying stress corrosion cracking of trunk pipelines [Primeneniye metoda diffraktsii otrazhennykh elektronov dlya izucheniya korrozionnogo rastreskivaniya pod napryazheniyem magistralnykh truboprovodov]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2016, no. 3 (27): Improving reliability of gas mains subject to stress corrosion cracking, pp. 30-36. ISSN 2306-8949. (Russ.).
30. MARSHAKOV, A.I., V.E. IGNATENKO, et al. Effect of electrolyte composition on crack growth rate in pipeline steel. Corr. Sci, 2014, vol. 83, pp. 209-216, ISSN 0010-938X. Available from: https://doi.org/ 10.1016/j.corsci.2014.02.012.
31. RYAKHOVSKIKH I., V. PODOLSKAIA, M. SIDOROCHEV, et al. Pipeline integrity management system for gas compressor stations. In: Proc. of Pipeline Technology Conference 2020. Available from: https://www.pipeline-conference.com/abstracts/pipeline-integrity-management-system-gas-compressor-stations
32. RYAKHOVSKIKH, I.V., V.V. PODOLSKAIA, A.A. KAVERIN, et al. Model of integrity management system for compressor stations technological pipelines in conditions of inspection data incompleteness. Equipment and technologies for oil and gas complex, 2020, vol. 118, pp. 67-78, ISSN 1999-6934.
33. RYAKHOVSKIKH, I.V., A.V. MELNIKOVA, D.A. MISHARIN, et al. Perfecting an overhaul procedure in respect to long sections of gas mains subject to stress corrosion cracking [Sovershenstvovaniye tekhnologii remonta protyazhennykh uchastkov magistralnykh gazoprovodov, podverzhennykh korrozionnomy rastreskivaniyu pod napryazheniyem]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2016, no. 3 (27): Improving reliability of gas mains subject to stress corrosion cracking, pp. 79-86. ISSN 2306-8949. (Russ.).
34. ARABEY, A.B., I.V. RYAKHOVSKIKH, A.V. MELNIKOVA, et al. Technology of repair of main gas pipelines subject to stress corrosion cracking [Tekhnologiya remonta magistralnykh gazoprovodov, podverzhennykh korrozionnomu rastreskivaniyu pod napryazheniyem]. Nauka i Tekhnologii v GazovoyPromyshlennosti, 2017, no. 3 (71), pp. 3-16. ISSN 2070-6820. (Russ.)
35. KACHANOV, L.M. Introduction to continuum damage mechanics. Berlin; Heidelberg, Germany: Springer Science: Business Media, B.V., 1986. Series: Mechanics of elastic stability.
36. RABOTNOV, Yu. N. Elements of hereditary solid mechanics. Moscow: Mir, 1980.
37. GAZPROM VNIIGAZ LLC. Method of rejection and repair of underground pipe lines. Inventors: NEFEDOV, S.V., I.V. RYAKHOVSKIKH, R.I. BOGDANOV. 21 December 2017. Appl: 15 June 2016. RU 2639599.
