Русский

Анонс

tr>

Рубрика, название статьи и краткая аннотация

Авторы

1. Проектирование, строительство и эксплуатация

1.1

Оценка достоверности определения координаты утечки в нефтепроводе

В целях повышения надежности при разработке современных систем обнаружения утечек (СОУ) практикуется принцип перекрестного использования независимых алгоритмов СОУ. Особенностью данного подхода является необходимость унификации результатов работы различных алгоритмов. Реализация принципа осложняется тем, что приведенные в литературе алгоритмы СОУ не содержат исчерпывающих рекомендаций по практическому применению, позволяющих адаптироваться к реальному объекту. Важный практический вопрос выбора количественных критериев принятия решения остается открытым.
В рамках вышеуказанной проблематики в статье рассмотрен метод гидравлической локации обнаружения утечек. Выполнено обобщение метода на участок с несколькими НПС и решена задача его адаптации на произвольный трубопровод. Разработаны универсальные критерии достоверности факта утечки. Проведена серия вычислительных экспериментов, подтверждающая адекватность разработанных критериев. Проведена апробация адаптированного метода гидролокации на действующем трубопроводе в составе модуля принятия решений. Разработана методика определения чувствительности алгоритма обнаружения утечек в зависимости от оснащенности технологического участка средствами измерений.

ПАО «Транснефть»:

Амерханов А. А. – главный технолог департамента технического развития и эксплуатации объектов трубопроводного транспорта

ООО «НИИ Транснефть»:

Чионов А. М. – ведущий научный сотрудник лаборатории разработки программного обеспечения;

Симонов И. С. – заведующий лабораторией разработки программного обеспечения

НТЦ ООО «НИИ Транснефть»:

Петренко С. В. – заместитель заведующего лабораторией математического моделирования и разработки программного обеспечения

1.2

Анализ режима работы нефтяного резервуара большого объема

На сегодняшний день исследование напряженно-деформированного состояния конструкций резервуаров является наиболее перспективным инструментом для оценки его технического состояния. Важнейшим фактором точного расчета НДС конструкции резервуара является оценка реальной геометрии конструкции резервуара и режима его работы. Действующие методики расчета данных конструкций, как российские, так и зарубежные, сосредоточены на оценке геометрии в рамках анализа потери устойчивости цилиндрической формы или оценки геометрических несовершенств конструкции. Для уникальных конструкций резервуаров, особенно резервуаров большого объема и сложного режима нагружения таких методов оценки технического состояния недостаточно. На данных конструкциях могут реализовываться механизмы разрушения, возникновения которых для конструкций более простых резервуаров либо невозможно, либо практически не реализуемо.
Для исследования возможных режимов работы таких конструкций был выполнен анализ нормативных требований, построена модель нагружения и проведен статистический анализ режима работы группы резервуаров морского терминала. Показано, что геометрические дефекты могут приводить к реализации механизма малоциклового разрушения таких конструкций и необходимо выполнять оценку НДС с учетом данного сценария.

АО «Каспийский трубопроводный консорциум-Р»:

Горбань Н. Н. – к. т. н., генеральный директор;

Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина:

Васильев Г. Г. – д. т. н., профессор, заведующий кафедрой сооружения и ремонта газонефтепроводов и хранилищ;

Леонович И. А. – к. т. н., старший преподаватель кафедры сооружения и ремонта газонефтепроводов и хранилищ

1.3

Анализ методик расчета продольной устойчивости участков магистральных трубопроводов

В статье рассмотрены существующие в нормативно-технической документации и технической литературе подходы к определению продольной устойчивости подземных участков магистральных трубопроводов. Проведен сравнительный анализ методик, применяемых в рамках расчетов для магистральных трубопроводов, а также промысловых трубопроводов и трубопроводов тепловых сетей с целью установления границ их применимости и оценки адекватности получаемых результатов. Дополнительно в рамках исследования был проведен проверочный расчет на устойчивость криволинейного участка магистрального трубопровода III категории, проложенного в необводненном грунте, согласно каждой из рассмотренных методик.
В результате сравнительного анализа был сделан вывод относительно каждой рассмотренной методики. Так, установлено, что методика А. Б. Айнбиндера является наиболее подходящей для определения продольной устойчивости участков трубопроводов в сложных природно-климатических условиях, а именно: обводненных и сезонно-оттаивающих грунтах. Методика, приведенная в СП 36.13330.2012, является наиболее подходящей для расчета участков трубопроводов низких категорий, однако требуется ее актуализация. Одновременно с разработкой объединенной методики в рамках одного нормативного документа, рекомендуется разработать дополнения, позволяющие учитывать возможный выход трубопровода из зоны упругих деформаций с изменением характеристик стали и низкую несущую способность заторфованного грунта.

Тюменский индустриальный университет:

Силина И. Г. – аспирант кафедры «Транспорт углеводородных ресурсов»;

Иванов В. А. – д. т. н., профессор кафедры «Транспорт углеводородных ресурсов»;

ООО «НГСН-Р» («Нефтьгазсервис навигатор»):

Гильмияров Е. А. – специалист

1.4

Исследования ингибиторов парафиноотложения для обеспечения энергоэффективности транспортировки нефти

Статья посвящена вопросам повышения эффективности очистки внутренней полости магистральных нефтепроводов от асфальтосмолопарафиновых отложений. Рассмотрены основные направления обеспечения энергоэффективности транспортировки нефти. Повышение эффективности очистки внутренней полости магистральных нефтепроводов от асфальтосмолопарафиновых отложений для обеспечения номинального диаметра нефтепровода является одним из технических мероприятий, реализуемых в рамках данного направления. Для реализации указанных технических мероприятий на основе анализа лабораторных исследований и промышленной эксплуатации трубопроводов установлены основные факторы, оказывающие существенное влияние на интенсивность образования АСПО. Рассмотрены достоинства и недостатки основных методов удаления АСПО и установлено, что эффективным методом предотвращения или замедления образования АСПО является дозированное введение ингибиторов парафиноотложения в нефтяной поток. В работе описана процедура выполнения работ по подбору эффективных ингибиторов для исследуемых участков нефтепровода в лабораторных условиях и проведен анализ режимных и временных параметров методик проведения испытаний, применяемых производителями химических реагентов.
На основании проведенного анализа установлено, что контролируемые параметры испытаний значительно отличаются друг от друга, выбранные условия проведения испытаний не соответствуют реальным условиям эксплуатации магистрального нефтепровода и не позволяют моделировать процессы образования в нем АСПО. Для моделирования условий транспортировки нефтей на исследуемых участках магистрального нефтепровода в зависимости от их физико-химических свойств, периода и условий применения ингибиторов разработана типовая методика испытаний.
В соответствии с разработанной методикой проведены лабораторные исследования ингибиторов на нефтях, отобранных с нескольких участков магистрального нефтепровода. По результатам оценки эффективности действия ингибиторов различных производителей определена целесообразность разработки системы контроля их качества и предложены основные направления развития данной системы.

ООО «НИИ Транснефть»:

Дубовой Е. С. – к. ф.-м. н., начальник отдела методологии товарно-транспортной работы;

Хафизов Н. Н. – к. т. н., заведующий лабораторией методологии товарно-транспортной работы;

Кузнецов А. А. – к. т. н., ведущий научный сотрудник лаборатории методологии товарно-транспортной работы

2. Прочность, надежность и долговечность

2.1

Предельное состояние трубопровода с кольцевым дефектом

Получены условия пластического разрушения и проведен анализ несущей способности трубопровода с кольцевым дефектом при комбинированном нагружении изгибающим моментом, продольным усилием и внутренним давлением. Для проведения анализа получена простая аналитическая зависимости предельного изгибающего момента от внутреннего давления и осевой силы. Проведено сравнение результатов аналитических расчетов с результатами численного моделирования несущей способности трубопровода с кольцевым дефектом методом конечных элементов. Получено удовлетворительное соответствие результатов расчетов. Показана возможность применения полученного соотношения при построении диаграммы трещиностойкости для оценки прочности трубопровода с кольцевым трещиноподобным дефектом.

ООО «НИИ Транснефть»:

Варшицкий В. М. – к. т. н., заведующий лабораторией прочностных расчетов;

Козырев О. А. – к. т. н., старший научный сотрудник лаборатории прочностных расчетов;

Богач А. А. – к. ф-м. н., ведущий научный сотрудник лаборатории прочностных расчетов

2.2

Анализ характеристик разнородности материала стали труб при лабораторных испытаниях на разрушение и полномасштабных испытаниях с использованием смеси CO2/N2

Разнородность материала представляет собой небольшие разрывы сплошности, которые образуются вдоль поперечной плоскости магистральной трубы по мере того как сталь деформируется и состояние напряжения достигает критического значения. Разнородность материала зачастую наблюдаются на поверхностях изломов образцов, подвергшихся испытаниям на растяжение, испытаниям на ударный изгиб по Шарпи и испытаниям падающим грузом – основным испытаниям, определяющим способность стали магистральных труб противостоять разрушению. Однако при сравнении лабораторного тестирования материалов с полномасштабными испытаниями на разрыв можно увидеть, что визуально разнородность материала на поверхности разрушения не совпадает. Это свидетельствует о том, что лабораторные испытания могут не отражать влияние разнородности материала на его поведение при разрушении.
Для данного исследования поверхности разрушения образцов, подвергшихся испытанию по Шарпи и испытаниям падающим грузом, были оценены с учетом их характеристик разделения на основе индекса разделения. Затем было проведено сравнение с разнородностью материала на поверхности разрушения в ходе полномасштабного испытания на разрыв с использованием CO2.

University of Wollongong (Австралия):

Дэвис Б. Дж.;

Михал Г.;

Лу Ч.;

Линтон В.

3. Ремонт трубопроводов

3.1

Определение допустимой величины перекрытия живого сечения водотока при проведении работ по ремонту ненормативной глубины залегания на подводных переходах магистральных трубопроводов

Нормативами ПАО «Транснефть» ограничена степень перекрытия русла при проведении работ по ремонту ненормативной глубины залегания трубопровода на подводных переходах магистральных трубопроводов через водные преграды (ППМТ) величиной не более 10 % живого сечения водотока в межень. Установленное ограничение перекрытия живого сечения водотока позволяет осуществлять ремонт участков с ненормативной глубиной залегания на любых ППМТ вне зависимости от типа водного объекта и его гидрологических характеристик, не нарушая естественного гидрологического режима водного объекта. Однако в практике гидростроительства отмечается достаточное количество случаев возведения искусственных сооружений в русловой части рек с перекрытием живого сечения водотока более чем на 10 % без ущерба для гидрологических характеристик водотока и окружающей среды.
На этом основании авторами в качестве дискуссионной темы предложен вопрос оценки влияния искусственного сооружения в русловой части водной преграды на её гидрологические характеристики и окружающую среду. В статье рассмотрены факторы, которые необходимо учитывать при возведении в руслах рек сооружений, ограничивающих живое сечение водотока и предложены методы расчетного определения гидрологических характеристик водотока при перекрытии его живого сечения.
Определение допустимой степени перекрытия живого сечения водотока в зависимости от типа водного объекта и его гидрологических характеристик при проведении работ по ремонту ненормативной глубины залегания на ППМТ позволит сократить количество ППМТ, подлежащих ремонту методом переукладки и увеличить количество ППМТ, которые можно отремонтировать засыпкой каменным материалом и укладкой гибких бетонных матов, что, в свою очередь, приведет к экономии финансовых затрат на капитальный ремонт ППМТ.

ООО «НИИ Транснефть»:

Груздев В. А. – заместитель заведующего лабораторией линейной части и подводных переходов;

Сабайда Е. А. – к. г. н., старший научный сотрудник лаборатории линейной части и подводных переходов

АО «Транснефть-Подводсервис»:

Устинов А. Ю. – заместитель начальника отдела по контролю и управлению за диагностическими работами

4. Материалы и оборудование

4.1

Перспективные направления развития ультразвуковых внутритрубных диагностических приборов

Рассмотрены направления развития ультразвуковых внутритрубных диагностических приборов. Измерительные системы внутритрубных дефектоскопов совершенствовались в направлениях повышения разрешающей способности измерительной системы в окружном (Circumferential Resolution) и осевом направлениях (Axial Resolution) и применения современных средств обработки сигналов ультразвуковых датчиков, что привело к необходимости увеличения объемов данных, сохраняемых при выполнении диагностики для последующего анализа и интерпретации.
Испытания и эксперименты, проведенные с усовершенствованными в рассмотренных направлениях внутритрубными приборами, показали, что кроме увеличения разрешающей способности измерительной системы необходимо совершенствование носителей датчиков в части обеспечения их прилегания к поверхности трубы в местах ее деформации на вмятинах и гофрах. Необходимо применение носителей датчиков, обеспечивающих оптимальное их расположение относительно объекта контроля. Это позволит обнаруживать и измерять дефекты типа риска, потеря металла, расслоение, в том числе расположенные на вмятинах и гофрах.
Приведены результаты внедрения модернизированного дефектоскопа производства АО «Транснефть - Диаскан», оснащённого адаптивным носителем, на полозах которого на подвижных подвесах установлены планки с датчиками.

АО «Транснефть - Диаскан»:

Глинкин Д. Ю. – заместитель генерального директора – главный конструктор;

Межуев А. В. – ведущий специалист отдела организации разработки средств очистки и диагностики;

Юдин М. И. – инженер отдела организации разработки средств очистки и диагностики

4.2

Проницаемость полимерных материалов для технических средств хранения нефтепродуктов

Исследована проницаемость различных топлив через полимерные пленки и многослойные материалы на их основе, которые используются при производстве эластичных резервуаров хранения топлив. Получена зависимость проницаемости топлив от химической природы полимеров. Определена зависимость проницаемости топлив в пленках на основе смеси поли-этилена различных марок. Установлена оптимальная комбинация пленок для получения многослойных материалов с минимальной проницаемостью бензина.

ФАУ «25 ГосНИИ химмотологии Минобороны России»:

Рыбаков Ю. Н. – к. т. н., начальник отдела складов горючего;

Дедов А. В. – д. т. н., старший научный сотрудник отдела складов горючего

Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина:

Ларионов С. В. – к. т. н., доцент кафедры нефтепродуктообеспечения и газоснабжения

5. Защита от коррозии

5.1

Оценка эмпирической модели прогнозирования максимальной скорости питтинговой коррозии в нефтепроводах, транспортирующих высокосернистую нефть

Оценка модели эмпирической модели прогнозирования скорости питтинговой коррозии проводилась на 10 линейных участках нефтепроводной сети Саудовской Аравии. В результате внутритрубной диагностики было выявлено, что на нефтепроводах имеются точечные язвенные поражения различной глубины, демонстрирующие различную скорость роста. Исходная модель не отражает фактическую скорость питтинговой коррозии, однако она позволила правильно ранжировать выбранные трубопроводы по мере возрастания указанной скорости. В качестве основного источника расхождений были названы две причины, а именно ослабление коррозии и локализованная эрозионная коррозия. Исходная эмпирическая модель была модифицирована путем введения двух поправочных коэффициентов, которые были получены численным методом оптимизации. Их введение значительно повысило совпадение результатов прогнозирования с результатами полевых измерений.

Научно-исследовательский центр Saudi Aramco (Саудовская Аравия):

Виллет T.;

Трайдиа А.;

Шерик А.

CorrMagnet Consulting Inc. (Канада):

Папавинасам С.

6. Товарно-транспортные операции и метрологическое обеспечение

6.1

Нормирование потерь нефтепродуктов в системе обеспечения аэропорта авиационным топливом

В статье рассматриваются все виды технологических потерь авиатоплива, не учтенных действующими нормативами. Проведен анализ регламентов работы, технологических схем и производственных процессов на технологических объектах авиатопливообеспечения с целью идентификации дополнительных технологических потерь авиатоплива.
На основе анализа технологических процессов обеспечения и осуществляения заправки авиационной и наземной техники выявлены источники дополнительных технологических потерь авиатоплива, как правило, не учитываемых нормативами технологических потерь.
На основе инструментальных измерений определены и классифицированы дополнительные неидентифицированные потери топлива, возникающие в системе авиатопливообеспечения аэропорта:
– технологические потери топлива из расходных резервуаров при их отпуске из резервуаров складов горюче-смазочных материалов топливозаправочных комплексов;
– технологические потери при наливе топлива в топливозаправщики;
– технологические потери топлива в виде микропроливов при отсоединении сливо-наливных устройств после завершения операций слива-налива;
– технологические потери топлива при дренировании и промывке топливом резервуаров, гидрантной системы, средств заправки и складской инфраструктуры;
– технологические потери топлива при отборе проб, замере плотности (температуры) и контроле качества топлива;
– технологические потери топлива при замене фильтров;
– технологические потери топлива при проведении технического обслуживания и ремонта.
Проведен также анализ дополнительных технологических углеводородов, не учтенных в нормативах технологических потерь по маршрутам транспортировки ПАО «Транснефть».

НТЦ ООО «НИИ Транснефть»:

Бажайкин С. Г. – д. т. н., профессор, главный научный сотрудник управления математического моделирования и технологий трубопроводного транспорта;

Мухаметзянов Р. Р. – заведующий сектором расчетов технологических норм;

Степанюгин А. В. – старший научный сотрудник сектора расчетов технологических норм

7. Автоматика, телемеханика и связь

7.1

Методические и технологические аспекты организации процесса мониторинга уязвимостей программного обеспечения и оборудования АСУТП

Важным этапом в процессе обеспечения информационной безопасности АСУТП является мониторинг уязвимостей программного обеспечения и оборудования АСУТП. Целью работы является описание хода и результатов разработки модели данного процесса для АСУТП, эксплуатируемых в ОСТ. Процесс мониторинга уязвимостей состоит из следующих шагов: 1) сбор данных об уязвимостях и их характеристиках; 2) определение актуальности уязвимостей; 3) учет уязвимостей. На основании данных мониторинга разрабатывается технический сервисный бюллетень. Процесс, организованный таким образом, позволит обеспечить оперативную реакцию на появление уязвимости и предложить верифицированные технические решения для ее устранения на местах эксплуатации АСУТП, что в целом повысит уровень защищенности магистральных трубопроводов от кибератак.

ПАО «Транснефть»:

Кобзев Д. А. – начальник сужбы обеспечения информационной безопасности АСУТП

АО «Транснефть – Верхняя Волга»:

Шечев И. А. – начальник отдела анализа защищенности программного обеспечения АСУТП;

Бенгарт З. С. – заместитель начальника отдела анализа защищенности программного обеспечения АСУТП;

Кутлубаева Э. Г. – инженер 2-й категории отдела анализа защищенности программного обеспечения АСУТП

АО «Транснефть – Север»:

Хозяинова Т. В. – инженер-программист 1-й категории отдела анализа защищенности программного обеспечения АСУТП (на момент написания статьи)

8. Экономика и управление

8.1

Разработка механизма интеграции тарифных систем оплаты труда с уровнями национальной (отраслевой) рамки квалификаций при переходе к профессиональным стандартам и отмене ЕТКС

Рассматривается ряд проблемных вопросов, связанных с переходом на профессиональные стандарты в тех организациях, где система организации и оплаты труда персонала, а также штатные расписания основаны на традиционной системе квалификационных требований, содержащейся в Едином тарифно-квалификационном справочнике работ и профессий рабочих (ЕТКС) и Квалификационном справочнике должностей руководителей, специалистов и других служащих (ЕКС).
Основная проблема – это остутствие механизма соответствия (нестыковка) тарифных разрядов оплаты труда, квалификационных категорий и прочих элементов ЕТКС и ЕКС с профессиональными стандартами и описанием уровней квалификации. В связи с этим, учитывая процедуру отмены ЕТКС, начавшуюся с апреля 2018 года, необходима разработка экономико-математической модели для комплексного решения проблемы - установления механизма тождественности между тарифными разрядами оплаты труда и системой уровней квалификации в профессиональных стандартах.

ПАО «Транснефть»:

Щурова Е. В. – директор департамента управления персоналом;

Лямкин И. В. – начальник отдела организации труда и заработной платы

9. Техническое регулирование (стандартизация, оценка соответствия)

9.1

Обзор опыта работы организаций по сертификации и оценке соответствия в США

При важной роли государства в системе оценки соответствия США особое значение имеют негосударственные и некоммерческие организации, которые обеспечивают конкуренцию и разнообразие в данном направлении деятельности. В статье представлена организационная структура систем сертификации и оценки соответствия в США, обзор ключевых организаций в данной области, порядок получения сертификации. Представлен опыт использования электронных площадок (таких как ISNetworld и NCMS) как элемента системы корпоративной оценки соответствия.

Международный институт энергетической политики и дипломатии МГИМО МИД России:

Салыгин В. И. – д. т. н., член-корреспондент РАН, директор – научный руководитель, профессор;

Гулиев И. А. – к. э. н., заместитель директора

ООО «НИИ Транснефть»:

Аралов О. В. – д. т. н., директор центра оценки соответствия продукции, метрологии и автоматизации производственных процессов;

Буянов И. В. – к. т. н., заместитель директора центра оценки соответствия продукции, метрологии и автоматизации производственных процессов;

Вьюнов C. И. – заместитель начальника отдела сертификации основных видов продукции – заведующий лабораторией сертификации продукции центра оценки соответствия продукции, метрологии и автоматизации производственных процессов;

Тузов В. Ю. – старший научный сотрудник лаборатории сертификации продукции центра оценки соответствия продукции, метрологии и автоматизации производственных процессов

10. Развитие отрасли

10.1

Материалы к 10-летию ООО «НИИ Транснефть»

ООО «НИИ Транснефть»:

Отдел научно-технической информации;

Редакция журнала