Диагностика газораспределительных трубопроводов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Наиболее перспективные трубы при сооружении системы сбора скважинной продукции

1.1 Армированные материалы

1.2 Трубы нефтегазового сортамента

2. Виды диагностики трубопроводов

2.1 Шурфовое диагностирование

2.2 Метод акустической эмиссии

Задача

Заключение

Список использованной литературы



Введение

1. Протяженность газораспределительных трубопроводов более чем в три раза превышает протяженность магистральных, а протяженность промысловых нефтепроводов на порядок больше протяженности магистральных. Статистика свидетельствует, что число отказов на указанных трубопроводах значительно выше, чем на магистральных, при этом главной причиной аварийных ситуаций остается внутренняя и наружная коррозия. Поэтому развитие и ремонт таких транспортных систем обусловливает применение высокоэффективных коррозионностойких материалов для изготовления труб. В мировой практике нашли широкое применение пластмассовые трубы, обеспечивающие большой срок службы, повышенную эксплуатационную надежность и уменьшенный срок строительства газораспределительных и промысловых трубопроводов. Техническая возможность и экономическая целесообразность использования пластмассовых труб в отечественной нефтегазовой отрасли не вызывает сомнения, что обусловливает широкое их применение в перспективе.

2. Одной из важнейших проблем трубопроводного транспорта является сохранение нормального состояния линейной части промысловых и магистральных трубопроводов. Подземные трубопроводы, работающие при нормальных режимах, сохраняются, по крайней мере, несколько десятков лет. Так, например, некоторые трубопроводы, проработавшие около двадцати лет, полностью сохранились и не требуют ремонта. Этому способствовало то большое внимание, которое уделяется систематическому контролю состояния подземных и надземных трубопроводов и своевременная ликвидация появляющихся дефектов.

Основная задача системы диагностики - долгосрочное прогнозирование работы объектов, раннее предупреждение дефектов и определение по результатам прогноза наиболее эффективных способов использования располагаемых материально-технических ресурсов.

1. Наиболее перспективные трубы при сооружении системы сбора скважинной продукции

В связи с развитием нефтегазовой отрасли потребность в эффективных материалах для изготовления труб нефтяного и газового сортаментов резко возрастает. Поэтому в последние годы особенно усилилась тенденция более широкого использования при производстве труб новых коррозионностойких материалов, в частности различных полимеров. Перспективы развития производства труб из пластмасс в мировом масштабе позволяют предположить создание огромного рынка сбыта и потребления.

Стойкость к коррозии у пластмасс исключительно высока. Благодаря высокой химической инертности их можно применять практически в любой среде при заглублении, не опасаясь коррозии. Наиболее значительны преимущества пластмассовых труб в случае, когда в расчет принимаются затраты на их монтаж. Установленный срок службы пластмассовых труб составляет не менее 50 лет, а стальных -- не более 33 лет. Прочность полиэтиленовых труб в 15 раз ниже, чем стальных, однако под нагрузкой эта величина у них понижается медленнее. Такие трубы могут эксплуатироваться при различных температурах, они устойчивы к воздействию различных сред, в том числе сырой нефти, которая оказывает наибольшее влияние на свойства полиэтилена, при этом стоимость трубопровода в среднем на 20% меньше аналогичного стального; увеличивается скорость монтажа трубопровода, снижается объем сварочных работ, при замерзании с жидкостью трубы не разрушаются.

Основным недостатком пластмассовых труб является относительно невысокая прочность, причем затраты на достижение того или иного уровня прочностных характеристик, как правило, значительно выше затрат на изготовление стальных труб. Ввиду того что пластмассы более гибки и больше деформируются, чем металл, не рекомендуется их совместное использование в конструкции при больших напряжениях и нагрузках .

Наиболее универсальным материалом является полиэтилен (ПЭ): он легко гнется, выдерживает деформацию, при этом обладает достаточной прочностью (полиэтиленовые трубы могут находиться под полной нагрузкой до 80°С и сохраняют свои прочностные свойства также и при низких температурах). ПЭ выпускают в трех модификациях: низкой (0,910-0,925 г/ см3 ), средней (0,926-0,940 г/см3 ) и высокой плотности (0,941-0,965 г/ см3 ). Интервал рабочих температур полиэтилена: от -70 до +110°С (при температуре выше +110°С наступает размягчение материала, а ниже -70°С -- хрупкое состояние).

Полиэтилен не чувствителен к действию микроорганизмов, находящихся в грунте: под влиянием этих бактерий полиэтиленовые трубы изменяют только цвет, на прочностные характеристики материала бактерии никакого действия не оказывают.

В отличие от традиционных материалов, для пластмасс представляется возможным дальнейшая модификация их свойств с целью расширения области применения.

1.1 Армированные материалы

Для повышения прочности труб из полимеров применяют армирование. Для их изготовления в качестве основы применяют эпоксидные и феноловые смолы, полиэфиры и т. д. Смолы обладают высокими механическими характеристиками (относительное удлинение при разрыве 5%) и химической стойкостью; максимальная рабочая температура -- до 120°С. Пластмассовые трубы армируют металлом, стекловолокном и различными нитями: полиэфирными, арамидными и др.

Армирование в 20-100 раз повышает прочность термопластика в направлении волокон. Армированные трубы устойчивы к воздействию различных агрессивных сред при повышении температуры до 100°С. Прочность материала определяется в основном прочностью волокон, а смола имеет значение прежде всего как коррозионностойкий материал.

1.2 Трубы нефтегазового сортамента

трубы армированные многослойные (ТАМ) со следующими параметрами:

¦ 107 мм с толщиной стенки 16.5 и 21,5 мм;

¦ 147 мм с толщиной стенки 16.5 и 21,5 мм;

¦ 201мм с толщиной стенки 21,0 мм;

¦ 300 мм с толщиной стенки 25,0 мм.

Разрушающее давление при 20°С не менее: для диаметра 107 мм -- 22, 30, 42 и 55 МПа; для диаметра 147 мм -- 17, 22, 33 и 42 МПа; для диаметра 201 мм -- 24 и 33 МПа; для диаметра 300 мм -- 24 МПа. Стойкость при постоянном внутреннем давлении (0,75Рраз ) не менее 100 час.

Труба состоит из внутреннего полиэтиленового слоя, среднего армирующего слоя и наружного полиэтиленового слоя.

Большое распространение получили стеклопластиковые трубы различного назначения, которые производят как зарубежные фирмы, так и отечественные.

Компания SmithFiberglassproductsInc выпускает стеклопластиковые трубы высокого и низкого давления, используя их как обсадные, насоснокомпрессорные трубы, все типы фитингов, представляя наиболее широкий диапазон продукции этого вида в мире -- диаметром от 1 до 48 дюймов.

Компания FiberGlassSystems производит обсадные, бурильные, насосно-компрессорные трубы и трубы для прокладки трубопровода («скважинный трубопровод» с алифатическим амином, эпоксидной смолой, усиленной до 80% стекловолокном). Продукция приемлема для отведения и при закачивании глубиной до 3000 м для подводных насосов, газоподъемников или насосной штанги и для термического применения; для обсадных труб -- цементированных или перфорированных через зону или максимальную глубину; обсадных труб для отведения химических отходов; для хвостовика со щелевидными продольными отверстиями; для оценки параметров продуктивности пласта и др.



2. Виды диагностики трубопроводов

Под диагностикой понимается получение и обработка информации о состоянии технических систем в целях обнаружения их неисправностей, выявления тех элементов, ненормальное функционирование которых привело (или может привести) к возникновению неисправностей.

Методы диагностики технического состояния можно разделить на два типа: разрушающие и неразрушающие. К методам разрушающего контроля обычно относят предпусковые или периодические гидравлические испытания аппаратов, а также механические испытания образцов металла, вырезанных из их элементов. Неразрушающие методы предполагают применение физических методов контроля качества, не влияющих на работоспособность конструкции.

Неразрушающие методы контроля подразделяются на пассивные (интегральные) и активные (локальные).

К активным методам относятся методы, в которых измеряется изменение возбуждаемого физического поля, а к пассивным методам относятся методы, использующие свойства физического поля, возбуждаемого самим контролируемым объектом.

Локальные методы позволяют обнаружить дефект лишь на ограниченной площади, а интегральные методы способны проконтролировать весь объект в целом.

Активными методами являются: визуальный и измерительный контроль, ультразвуковая дефектоскопия, магнитные, радиографические капиллярные, метод вихревых токов, электрический.

К пассивным относятся: тепловизионный, виброакустические методы и акустической эмиссии.

Визуальный и измерительный контроль являются необходимыми условиями контроля качества как при изготовлении, так и при эксплуатации технологического оборудования. Они применяются для выявления следующих дефектов: трещин всех видов и направлений; свищей и пористости наружной поверхности шва; подрезов; наплывов, поджогов, незаплавленных кратеров; несоответствие формы и размеров швов требованиям технической документации и др.

Для определения внутренних дефектов металла и сварных соединений (трещин, непроваров, включений) трубопроводов в основном применяются радиационный и ультразвуковые методы контроля, в более редких случаях - магнитный.

В основе радиационного метода лежит ионизирующее излучение в форме рентгеновских лучей и гамма-излучения. С одной стороны объекта устанавливают источник излучения - рентгеновскую трубку, с другой - детектор, фиксирующий результаты просвечивания (рентгеновские пленки).

Ультразвуковой метод основан на исследовании процесса распространения упругих колебаний в контролируемом объекте. Этот метод основан на способности ультразвуковых колебаний отражаться от внутренних неоднородностей контролируемой среды.

Все трубопроводы подвергаются испытанию на прочность и плотность. Для этого чаще применяют гидравлическое испытание, реже - пневматическое. При испытании на прочность в трубопроводе создают давление, превышающее рабочее. При этом в конструкции трубопровода возникают повышенные напряжения, которые вскрывают его дефектные места. При испытании на плотность в трубопроводе создают рабочее давление, при котором производят осмотр и обстукивание с целью выявления неплотности системы в виде сквозных трещин, отверстий и т.д.

На плотность трубопроводы испытывают только после предварительного испытания на прочность.

Гидравлический способ наиболее безопасный. Пневматический способ предусматривают в следующих случаях: когда опорные конструкции или трубопровод не рассчитаны на заполнение его водой; если температура воздуха отрицательная и отсутствуют средства, предотвращающие замораживание системы; гидравлический метод недопустим или невозможен по технологическим или другим требованиям.

Вид и способы испытаний, значения испытательных давлений указывают в проекте для каждого трубопровода. Испытанию следует по возможности подвергать весь трубопровод. Обвязочные трубопроводы, непосредственно примыкающие к аппаратам, испытывают одновременно с ними.

Для проведения гидравлического испытания необходимо заполнить изделие рабочей жидкостью. Давление в испытываемом трубопроводе необходимо повышать плавно и с остановками для своевременного выявления возможных дефектов. Во время выдержки не должно наблюдаться падения давления.

Давление нужно плавно снизить до рабочего и выдержать изделие под рабочим давлением в течение времени, необходимого для осмотра трубопровода.

Пневматическое испытание аналогично гидравлическому. В процессе испытания трубопровод заполняется воздухом или инертным газом и поднимается давление. Необходимо постоянно наблюдать за испытываемым трубопроводом. Утечки обнаруживаются по звуку.

Контроль за деформациями и напряженным состоянием трубопровода в целом не производится. Контроль за деформациями и напряженным состоянием отдельных участков трубопровода в особо сложных условиях (при просадках и пучении на вечной мерзлоте, на переходах через водные препятствия, в районах оползневых и карстовых проявлений, тектонических разломов и т.д.) возможен с использованием:

акустико-эмиссионного метода;

тензометрирования.

Использование шурфования, акустико-эмиссионного метода и тензометрирования требует доступа к трубопроводу и непосредственного контакта с ним.

Оперативную диагностику выполняют посредством обхода обслуживающим персоналом трассы газопровода. При обходе подземных участков утечки газа на трассе газопровода определяются по внешним признакам и приборами. Наибольшие сложности возникают при диагностировании подземных участков, что связано с трудностями доступа к ним и более интенсивным накоплением повреждений, обусловленным агрессивным воздействием грунта.

2.1 Шурфовое диагностирование

По полученным результатам диагностирования без вскрытия грунта составляется акт и производится шурфовое диагностирование газопровода в базовом шурфе, устраиваемом в период строительства. Если на действующем трубопроводе базовый шурф отсутствует, место базового шурфа выбирается в одном из мест обнаружения наиболее значительной аномалии металла или сквозного повреждения изоляции и однозначно в случае их совпадения (критерием, подтверждающим наличие мест аномалий, является всплеск параметров магнитного поля более чем на 20 % по сравнению с фоновым значением).

Помимо базового при необходимости разрабатывается программа закладки дополнительных шурфов. Основными критериями такой необходимости являются: утечка газа, совпадение показаний приборов проверки состояния изоляции с показаниями определения аномалий металла, результаты анализа технической документации и совпадение повреждений изоляционного покрытия с местами высокой агрессивности грунта, наличие блуждающих токов.

Программа шурфового диагностирования включает:

* определение толщины и внешнего вида изоляционного покрытия (расположение и размеры сквозных повреждений, наличие трещин, бугристость и др.), механической прочности, адгезии (прилипаемости) изоляционного покрытия к металлу трубы, величины переходного электрического сопротивления;

* определение величины коррозийных повреждений трубы, наличие вмятин, рисок и т.п., контроль наружного диаметра и толщины стенки при наличии коррозийных повреждений;

* определение вида и размеров дефектов в сварных швах, если они попали в зону шурфа и при осмотре обнаружены их отклонения от требований нормативных документов;

* определение коррозийной активности грунта и наличия блуждающих токов;

* определение фактических значений временного сопротивления о_вф и предела текучести о_тф при толщине стенки 5 мм; более 5 мм -- определение ударной вязкости KCU металла, параметров напряженно-деформированного состояния в кольцевом сечении.

Оценку технического состояния газопровода проводят путем сравнения фактических значений параметров технического состояния с предельно допустимыми значениями соответствующих определяющих параметров. При достижении предельного состояния принимают решение о ремонте газопровода или его демонтаже. При наличии запаса производят оценку остаточного ресурса по следующим определяющим параметрам:

* переходному сопротивлению изоляционного покрытия;

* изменению пластичности металла труб в результате старения;

* изменению ударной вязкости (трещиностойкости) в результате старения;

* величине напряженно-деформированного состояния при действии фронтальной (общей) коррозии металла;

* величине язвенной (питтинговой) коррозии металла. Остаточный срок службы принимается наименьшим из рассчитанных по определяющим параметрам.

2.2 Метод акустической эмиссии

Метод акустической эмиссии относится к диагностике и направлен на выявление состояния предразрушения трубоопровода путем определения и анализа шумов, сопровождающих процесс образования и роста трещин.

Для регистрации волн акустической эмиссии используют аппаратуру, работающую в широком интервале частот - от кГц до МГц.

При испытании приложение нагрузки приводит к возникновению в зоне предразрушения акустического сигнала. Информация о времени распространения сигнала, его амплитуде, частотном спектре и т.п. воспринимается пьезоэлектрическими акустическими датчиками. Обработка полученной информации служит основанием для заключения о природе, месте расположения и росте дефекта.

При разрушении почти все материалы издают звук, т. е. испускают акустические волны, воспринимаемые на слух. Большинство конструкционных материалов начинают при нагружении испускать акустические колебания в ультразвуковой (неслышимой) части спектра еще задолго до разрушения.

Под акустической эмиссией (эмиссия -- испускание, генерация) понимается возникновение в среде упругих волн, вызванных изменением ее состояния под действием внешних или внутренних факторов. Акустико-эмиссионный метод основан на анализе этих волн и является одним из пассивных методов акустического контроля. В зависимости от типа процесса АЭ разделяют на следующие виды:

* АЭ материала, вызываемая динамической локальной перестройкой его структуры;

*АЭ трения, вызываемая трением поверхностей твердых тел в местах приложения нагрузки и в соединениях, где имеет место податливость сопрягаемых элементов;

* АЭ утечки, вызванная результатом взаимодействия протекающей через течь жидкости или газа со стенками течи и окружающим воздухом;

* АЭ при химических или электрических реакциях, возникающих в результате протекания соответствующих реакций, в том числе сопровождающих коррозийные процессы;

* магнитная и радиационная АЭ, возникающая соответственно при перемагничивании материалов (магнитный шум) или в результате взаимодействия с ним ионизирующего излучения;

* АЭ, вызываемая фазовыми превращениями в веществах и материалах.

Таким образом, АЭ -- явление, сопровождающее едва ли не все физические процессы, протекающие в твердых телах и на их поверхности. Возможности регистрации ряда видов АЭ вследствие их малости, особенно АЭ, возникающих на молекулярном уровне, при движении дефектов (дислокаций) кристаллической решетки, ограничивается чувствительностью аппаратуры, поэтому в практике АЭ контроля большинства промышленных объектов, в том числе объектов нефтегазовой промышленности, используют первые три вида АЭ. Целью АЭ контроля является обнаружение, определение координат и слежение (мониторинг) за источниками акустической эмиссии, связанными с несплошностями на поверхности или в объеме стенки объекта контроля, сварного соединения и изготовляемых частей и компонентов. Все индикации, вызванные источниками АЭ, должны быть при наличии технической возможности оценены другими методами неразрушающего контроля.

Структура аппаратуры АЭ контроля определяется следующими основными задачами: прием и идентификация сигналов АЭ, их усиление и обработка, определение значений параметров сигналов фиксация результатов и выдача информации. Аппаратура различается степенью сложности, назначением, транспортабельностью, а также классом в зависимости от объема получаемой информации. Метод АЭ позволяет контролировать всю поверхность объекта контроля. Для проведения контроля должен быть обеспечен непосредственный доступ к участкам поверхности объекта контроля для установки ПАЭ.

Характерными особенностями метода АЭ контроля, определяющими его возможности и область применения, являются следующие:

* метод АЭ контроля обеспечивает обнаружение и регистрацию только развивающихся дефектов, что позволяет классифицировать дефекты не по размерам, а по степени их опасности. При этом большие по размерам дефекты могут попасть в класс неопасных, что значительно снижает потери из-за перебраковки. Одновременно при развитии опасного растущего дефекта, когда его размеры приближаются к критическому значению, амплитуда сигналов АЭ и темп их генерации резко увеличиваются, что приводит к значительному возрастанию вероятности обнаружения такого источника АЭ и повышает надежность эксплуатируемого оборудования;

* чувствительность метода АЭ контроля весьма высока. Он позволяет выявить в рабочих условиях приращение трещины порядка долей миллиметра, что значительно превышает чувствительность других методов. Положение и ориентация объекта не влияют на выявляемость дефектов;

* свойство интегральности метода АЭ контроля обеспечивает контроль всего объекта с использованием одного или нескольких преобразователей АЭ контроля, неподвижно установленных на поверхности объекта;

* метод АЭ контроля обеспечивает возможность проведения контроля объектов без удаления их гидро- или теплоизоляции. Для проведения контроля достаточно вскрыть изоляцию только в местах установки преобразователей, что многократно снижает объем восстановительных работ;

* метод обеспечивает возможность проведения дистанционного контроля недоступных объектов, таких, как подземные и подводные трубопроводы, аппараты закрытых конструкций и т.п.;

* метод позволяет проводить контроль различных технологических процессов и процессов изменения свойств и состояния материалов и имеет меньше ограничений, связанных с их свойствами и структурой;

* при контроле промышленных объектов метод во многих случаях обладает максимальным значением отношения эффективность/стоимость.

В настоящее время на трубопроводах эксплуатируется ряд систем, работа которых основана на различных физических принципах.

Акустические системы регистрируют в акустическом диапазоне частот волны, сформированные утечками.

Параметрические системы основаны на измерении давления и расхода продукта перекачки. Предлагаются также системы, работающие на других физических принципах, среди которых, в частности, следует отметить систему виброакустического мониторинга на основе волоконно-оптического кабеля; волоконно-оптический датчик (кабель) для обнаружения утечек нефти и нефтепродуктов; систему оперативного дистанционного контроля утечек, основанную на измерении проводимости изоляционного покрытия трубопровода.

Акустические и параметрические системы имеют преимущества по сравнению с другими благодаря более высоким техническим характеристикам и экономическим показателям.



Заключение

1. Результаты научных исследований показали, что трубы из полиэтилена обладают уровнем конструктивной надежности, достаточным для использования их в качестве газораспеределительных трубопроводов, а также в системах сбора и подготовки скважинной продукции.

Перспективно и будущее применение подземного внутрискважинного оборудования из пластмасс. Оно вполне может быть обусловлено оптимальным сочетанием высоких прочностных характеристик новых пластических материалов (в частности, стеклопластиков) с удовлетворительными свойствами их буримости, что позволит разработать и применять различные конструкции подземного оборудования для временного разобщения отдельных зон в скважинах. Совершенствование отечественной практики поочередного отключения (изоляции) пластов и пропластков в стволах эксплуатационных и нагнетательных скважин может вполне проводиться заменой металлических перекрывающих конструкций (дорнов, дополнительных технических колонн меньшего диаметра, хвостовиков) прочными и разбуриваемыми пластмассовыми трубами.

2. В настоящее время на трубопроводах эксплуатируется ряд систем, работа которых основана на различных физических принципах. Акустические системы регистрируют в акустическом диапазоне частот волны, сформированные утечками.

Параметрические системы основаны на измерении давления и расхода продукта перекачки. Предлагаются также системы, работающие на других физических принципах, среди которых, в частности, следует отметить систему виброакустического мониторинга на основе волоконно-оптического кабеля; волоконно-оптический датчик (кабель) для обнаружения утечек нефти и нефтепродуктов; систему оперативного дистанционного контроля утечек, основанную на измерении проводимости изоляционного покрытия трубопровода.

Задача

Вариант	Назначение трубопроводов	Наружный диаметр, мм	Давление рабочее, МПа	Газовый фактор, м3/м	Скорость коррозии, мм/год	Ответ
2	Нефтегазопровод внутриплощадочный	219	1	0,6	0,8	37,2

Все внутрипромысловые трубопроводы в зависимости от их назначения, диаметра, рабочего давления, газового фактора и коррозионной активности транспортируемой среды подразделяются на 4 категории.

Категория трубопроводов определяется по сумме баллов:

К_общ = _i, где

Кi -определяется по зависимостям, полученным на основании экспертных оценок влияния вышеперечисленных факторов на надежность работы трубопровода.

Коэффициент К1 определяется в зависимости от назначения трубопровода, т.к. нефтегазопровод внутриплощадочный, значит К₁ = 18

Коэффициент К2 учитывает ответственность трубопровода в зависимости от диаметра.

К2 =0,01. Dн , где Dн -наружный диаметр трубопровода, мм.

К₂ = 0,01*219 = 2,19

Коэффициент К3 учитывает влияние рабочего давления на относительную опасность его для людей и окружающей среды и определяется по зависимости:

К3 =Рраб

где Рраб -рабочее давление в трубопроводе, Мпа.

К₃ =Рраб = 1

Коэффициент К4 учитывает влияние газового фактора на надежность работы промыслового трубопровода и определяется по зависимости:

К4 =0,06 . Гф , где Гф- газовый фактор данного месторождения, м3 /м.

K₄ = 0.06*0.6 = 0.036

Коэффициент К5 учитывает влияние скорости коррозии трубопровода (внутренней или внешней в зависимости от ее преобладающего влияния) на

надежность его работы и определяется из выражения:

К5 =20.хкор , где хкор -скорость коррозии трубопровода, мм/год

K₅ = 20*0.8 = 16

К_общ = K₁ +K₂+K₃+K₄+K₅ = 18+2,19+1+0,036+16=37,23

33<37,23<50

Таким образом, трубопровод относится ко второй категории.



Список использованной литературы

1. Бухин В.Е. Состояние нормативной базы обеспечения производства и применения труб из полимерных материалов // Трубопроводы и экология -- М: 2007. -- № 1.- с. 2-4.

2. Агапчев В.И. Перспективы применения труб из полимерных материалов в нефтяной промышленности / В.И.Агапчев, В.А.Мартяшева, Н.Г.Михайленко и др. // Обзорная-информ. Сер. Борьба с коррозией и защита окружающей среды -- М.: ВНИИ0ЭНГ, 1988, Вып. 3 (77). -- с. 44,

3. Пастернак В.И., Седых А.Д. Пластмассовые трубы, применяемые в газовой и нефтяной промышленности. Обзорная информация. Сер, Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. Вып. 9. -- М.: ВНИИ0ЭНГ, 1981.-с. 40.

4. Коршак А.А., Байкова Л.Р. Диагностика объектов нефтеперекачивающих станций. Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2008. - 176 с.

5. Кузнецов Н.С. Теория и практика неразрушающего контроля изделий с помощью акустической эмиссии. М.: Машиностроение, 1998. - 197 с.

6. Богданов Е.А. Основы технической диагностики нефтегазового оборудования. М.: Высшая школа, 2006.- 279 с.

Размещено на Allbest.ru