|
Развитие отрасли |
12-21 |
Kапитал будущих поколений: сберечь и приумножить
В. Н. Комарица a, Н. Н. Сухорукова a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, г. Москва, Севастопольский проспект, 47а
Аннотация: В. И. Отт – первый заместитель министра топлива и энергетики РФ в 1996–1998 гг., почетный нефтяник, участник крупнейших проектов по разработке месторождений нефти и газа, строительству нефтепромысловых объектов в России и за рубежом. В его трудовой биографии – работа на нефтяных месторождениях Самарской области, Западной Сибири и Казахстана. Он принимал непосредственное участие в реформировании нефтяной отрасли России после ликвидации СССР. Суждения специалистов такого уровня – взгляд с высоты профессионального и жизненного опыта. Мы расспросили Виктора Иоганесовича о его видении сегодняшней ситуации в отечественной нефтяной отрасли. |
|
Прочность и долговечность трубных сталей |
|
22-30 |
Исследования изменений свойств металла трубопроводов в процессе эксплуатации: обобщение результатов и перспективные разработки Уфимской научной школы
Ю. В. Лисин a, Д. А. Неганов a, В. И. Суриков a, К. М. Гумеров b
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, г. Москва, Севастопольский проспект, 47а
b НТЦ ООО «НИИ Транснефть», 450055, Россия, г. Уфа, проспект Октября, 144/3
DOI: 10.28999/2541-9595-2017-7-2-22-30
Аннотация: Обеспечение высокой надежности и безопасности трубопроводных систем является важнейшей задачей в нефтегазовой отрасли, и ее решение требует тщательного исследования и выявления возможных причин и механизмов развития разрушений. Одним из малоизученных процессов является, в частности, изменение механических свойств металла труб. Несмотря на ряд выполненных исследований в этой области, остается много вопросов о влиянии и учете данного явления при длительной эксплуатации трубопроводов.
В статье приводится обзор ряда исследований в области старения металла труб. В частности, рассмотрены результаты работы по данному направлению представителей Уфимской научной школы, позволившие установить, что в процессе длительной эксплуатации трубопроводов меняются механические свойства сталей – так называемое явление старения металла труб. Указаны два основных механизма деградации свойств металла – деформационное старение и наводороживание. Оба явления в условиях эксплуатации подземных трубопроводов приводят к практически одинаковым результатам, хотя и разными путями: металл труб постепенно теряет пластические свойства, охрупчивается и растрескивается. Эти явления рассмотрены на уровне микроструктуры металлов, что позволяет не только понять развитие деградационных процессов, но и предложить способы их торможения. Представлены разработки Уфимской научной школы по созданию физической модели стресс-коррозии, которая в настоящее время является одной из главных причин разрушения металла на магистральных газопроводах, однако необоснованно мало изучена в системе нефтепроводного транспорта.
Ключевые слова: магистральный трубопровод, старение металла, деформационное старение, охрупчивание, наводороживание, растрескивание, стресс-коррозия, дислокации, ударная вязкость.
Список литературы:↓
1. Ямалеев К. М., Пауль А. В. Изменение тонкой структуры трубной стали 17ГС в процессе эксплуатации / Исследование в области надежности и эффективность эксплуатации магистральных нефтепроводов. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987. С. 27–30.
2. Ямалеев К. М. Старение металла труб в процессе эксплуатации нефтепроводов. Серия: Транспорт и хранение нефти. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. 64 с.
3. Гумеров А. Г., Зайнуллин Р. С., Ямалеев К. М., Росляков А. В. Старение труб нефтепроводов. М.: Недра, 1995. 218 с.
4. Ямалеев К. М., Пауль А. В. Структурный механизм старения трубных сталей при эксплуатации нефтепроводов // Нефтяное хозяйство, 1988. № 11. С. 61–65.
5. Бабич В. К., Гуль Ю. П., Долженков И. Е. Деформационное старение стали. М.: Металлургия, 1972. с. 1–3.
6. Рекомендации по учету старения трубных сталей при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1988.
7. СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*.
8. Сметанин Ф. Е., Кудрявцев В. В., Демаков М. В., Сметанин П. Ф. Остаточный ресурс металла труб газопроводов, введенных в эксплуатацию в 60-е годы. Труды научно-практического семинара «Проблемы старения сталей магистральных трубопроводов». Нижний Новгород, 2006. С. 122–131.
9. Будзуляк Б. В., Кудрявцев В. В., Демаков М. В. и др. Способ определения остаточного ресурса металла магистрального трубопровода. Патент РФ № 2221231.
10. Гайдт Д. Д., Никитюк А. В., Кудрявцев В. В. и др. Способ восстановления исходных механических свойств металла исследуемых труб. Патент РФ № 2226221.
11. Пашков Ю. И. Инженерные методы оценки работоспособности сварных труб. Челябинск: ИД «ММ», 2014. 463 с.
12. Ильин С. И., Смирнов М. А., Пашков Б. И., Анисимов Ю. И. Изменение структуры и свойств трубной стали во время длительной выдержки под нагрузкой // Известия Челябинского научного центра. 2002. № 4 (17). С. 42–46.
13. Смирнов М. А., Пышминцев И. Ю., Варнак О. В., Струин А. О. Деформационное старение низкоуглеродистой трубной стали. Вестник ЮУрГУ. Серия «Металлургия». 2013. Т. 13. № 1. С. 129–133.
14. Варнак О. В., Ильин С. И., Пышминцев И. Ю., Смирнов М. А., Тетеркин С. Н. Деформационное старение трубной стали с феррито-бейнитной структурой. Вестник МГТУ им. Г. И. Носова. 2014. № 3. С. 43–47.
15. Гумеров К. М., Сильвестров С. А., Багманов Р. Р. Физическая модель стресс-коррозии трубопроводов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. Вып. 4 (102). С. 82–95.
16. Климов П. В. Исследование содержания водорода в металле труб магистральных газопроводов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011. Вып. 4 (86). С. 68–73.
17. Гумеров К. М. Механизмы изменения механических свойств металла труб и оборудования в водородосодержащих средах // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 3 (23). С. 84–89.
18. Климов П. В., Гумеров А. К., Кунафин Р. Н. Исследование и разработка методов торможения стресс-коррозии на примере магистральных газопроводов Средней Азии. СПб.: Недра, 2011. 228 с.
|
|
31-41 |
Исследование конструкций гидравлических стендов для испытаний трубной продукции
Д. А. Неганов a, Е. П. Студёнов a, С. В. Скородумов a, В. А. Соловьев b
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, г. Москва, Севастопольский проспект, 47а
b АО «Транснефть – Диаскан», 140501, Россия, Луховицы, Московской обл., ул. Куйбышева, 7
DOI: 10.28999/2541-9595-2017-7-2-31-41
Аннотация: В статье делается обобщение мирового и российского опыта по разработке и эксплуатации стендов для натурных испытаний трубной продукции, а также обсуждаются требования к стенду новой конструкции для проведения гидравлических испытаний труб при комбинированном нагружении внутренним давлением и изгибающим моментом.
Кроме того, в статье обобщены типовые схемы нагружения трубной продукции в процессе испытаний и варианты приложений нагружения во времени. Анализ требований к стендам включает рассмотрение основных составляющих гидравлической установки для нагружения циклическим давлением и устройства для приложения изгибающего момента, а также обсуждение требований к размещению стендового оборудования. По результатам анализа показано, что строительство стенда новой конструкции позволит проводить испытания всего спектра используемой трубной продукции с целью назначения фактических значений показателей надежности и ресурса безопасной эксплуатации, внесения поправочных коэффициентов в расчетные схемы (при несоответствии расчетных и фактических показателей), определения сроков и периодичности технического обслуживания и ремонта.
Ключевые слова: испытательный стенд, натурный образец трубы, изгиб, внутреннее давление.
Список литературы:↓
1. G. Mannucci, A.Lucci, C. Spinelli, A. Baldi, G. Mascia// Full Scale Bend Testing of Strain Based Designed High Grade Buried Gas Pipeline // Twenty-first International Offshore and Polar Engineering Conference Maui, Hawaii, USA, June 19–24, 2011.
2. C.M. Spinelli, G. Demofonti, A. Fonzo, A. Lucci, J. Ferino, M. Di Biagio, V. Flaxa, S. Zimmermann, C. Kalwa, F.M. Knoop // Full Scale Investigation on Strain Capacity of High Grade Large Diameter Pipes// Steel pipes, 1, 2011.
3. Through the Full-Scale-Test Laboratory Centro Sviluppo Materiali S.p.A. has opened a specialized window on the world of OCTG products development and characterization [Электронный ресурс]. URL: http://www.c-s-m.it/en/competences/full_scale_testing.html (дата обращения: 10.12.2017).
4. C-FER operates a variety of large-scale servo-hydraulic load frames to simulate complex loading scenarios representative of field conditions [Электронный ресурс]. URL: https://www.cfertech.com/testing-equipment/load-frames (дата обращения: 25.12.2016).
5. JFE Steel Develops World’s First Large-Scale Bending Test Rig for Large-Diameter, High-Strength Linepipe [Электронный ресурс]. URL: http://www.jfe-steel.co.jp/en/release/2010/100825.html (дата обращения: 20.01.2017).
6. New pipe bending testing machine at SZMF [Электронный ресурс]. URL: https://www.salzgitter-ag.com/en/zb-2014/q1/research-and-development.html (дата обращения: 10.02.2017).
7. Специальные испытания. Гидравлические испытания [Электронный ресурс]. URL: http://www.crism-prometey.ru/test-center/hydraulic-tests.aspx (дата обращения: 20.02.2017).
8. Материаловедение: учебник для высших технических учебных заведений; [под общ. ред. Б. Н. Арзамасова]. 2-е изд., испр. и доп. М.: Машиностроение, 1986. 384 с.
9. ГОСТ 25.506-85. Методы механических испытаний материалов. Определение трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении.
10. ГОСТ 25.502-79. Расчеты и испытания на прочность в машиностроении. Методы механических испытаний металлов. Методы испытаний на усталость.
11. Натурные испытания труб и ремонтных конструкций на испытательном полигоне ОАО «ВНИИСТ» / Н. В. Варламов [и др.] // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2010. № 6 (22). С. 1–7.
12. Mechanical Testing Services [Электронный ресурс]. URL: http://testing.net (дата обращения: 15.02.2017).
13. Susanne Höhler, Holger Brauer// Structural Behaviour of High-Frequency-Induction (HFI) Welded Line Pipe Subject to External
Loads // Proceedings of the Twenty-third (2013) International Offshore and Polar Engineering/Anchorage, Alaska, USA, June 30–July 5, 2013.
14. Мазур И. И., Иванцов О. М. Безопасность трубопроводных систем. М.: Издательский центр «ЕЛИМА», 2004. 1104 с.
15. Лисин Ю. В. Исследования физико-химических свойств стали длительно эксплуатируемых трубопроводов, оценка ресурса безопасной работы // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 4. С. 18–28.
|
|
Строительство и эксплуатация трубопроводных систем транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов |
|
42-47 |
Раскладка смеси при последовательной перекачке нефтепродуктов
М. В. Лурье a, Ф. В. Тимофеев b, С. В. Середа b
a Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина, 119991, Россия, г. Москва, Ленинский проспект, 65
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, г. Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2017-7-2-42-47
Аннотация: В статье приведены теоретические положения по расчету наиболее эффективного способа раскладки смесей нефтепродуктов сходу, образующихся при их последовательной перекачке прямым контактированием. Следствием последовательной транспортировки нефтепродуктов методом прямого контактирования является образование смесей в результате конвективного и турбулентного перемешивания перекачиваемых жидкостей. В целях исключения потерь из-за получения нетоварных смесей их распределяют в нефтепродукты, из которых они образовались. То есть осуществляют так называемую раскладку смеси. Раскладка осуществляется так, чтобы после полного распределения смеси по товарным нефтепродуктам, уровень качества последних соответствовал установленным нормативным значениям. В целях снижения временных и производственных затрат на раскладку смесей предложен способ раскладки сходу, осуществляемый путем направления смеси непосредственно в резервуары с товарными нефтепродуктами, без предварительного транспортирования в смесевые резервуары. Реализация способа предполагает последовательное проведение расчетов базовых соотношений нефтепродуктов в смеси и возможных объемов ее распределения в резервуары с нефтепродуктами. Расчеты производят с учетом значений предельно допустимых концентраций содержания одного нефтепродукта в другом. В статье рассмотрен порядок проведения расчетов для двух возможных вариантов раскладки сходу: с равномерной подачей смеси сразу в несколько резервуаров и с дифференцированной подачей смеси в подключенные резервуары. Второй способ характерен для резервуаров, с различным уровнем содержания нефтепродукта.
Ключевые слова: нефтепродукты, последовательная перекачка, бензин, дизельное топливо, предельно допустимые концентрации, раскладка смеси сходу.
Список литературы:↓
1. Нечваль М. В., Новоселов В. Ф., Тугунов П. И. Последовательная перекачка нефтей и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам. М.: Недра, 1976. 350 с.
2. Ишмухаметов И. Т., Исаев С. Л., Лурье М. В., Макаров С. П. Трубопроводный транспорт нефтепродуктов. М.: Нефть и газ, 1999. 300 с.
3. Лурье М. В. Математическое моделирование процессов трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. М.: Изд. «Центр РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина», 2012. 456 с.
4. The Transition to Ultra-Low-Sulfur Disel Fuel: Effects on Prices and Supply. Energy Information Administration. U.S. Department of Energy. Washington, DC 20585, 05.2001, 109 р.
5. Trench, C. J. How Pipelines Make the Oli Market Work. Their Networks, Operation and Regulation. A Memorandum Prepared for the AOPL and API Pipeline Committee. Dec. 2001.
6. Тимофеев Ф. В., Ляпин А. Ю., Середа С. В. Проблемные вопросы транспортировки нефтепродуктов по магистральным нефтепродуктопроводам / Материалы XI Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2016. 39 с.
7. Яблонский В. С., Юфин В. А., Бударов И. П. Последовательная перекачка нефтепродуктов и нефтей по магистральным трубопроводам. М.: Гостоптехиздат, 1959. 146 с.
8. Шаммазов А. М., Коршак А. А., Коробков Г. Е. и др. Основы трубопроводного транспорта нефтепродуктов. Уфа: Реактив, 1996. 158 с.
9. Тугунов П. И., Новоселов В. Ф., Абузова Ф. Ф. и др. Транспорт и хранение нефти и газа. М.: Недра, 1975. 248 с.
10. Бунчук В. А. Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа. М.: Недра, 1977. 366 с.
11. Лурье М. В. Задачник по трубопроводному транспорту нефти, нефтепродуктов и газа. М.: ООО «ЦентрЛитНефтеГаз», 2004. 350 с.
12. РД-23.040.00-КТН-089-14. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Требования к организации контроля и обеспечению сохранности качества нефтепродуктов.
13. Лурье М. В., Марон В. И., Мацкин Л. А. и др. Оптимизация последовательной перекачки нефтепродуктов. М.: Недра, 1979. 256 с.
14. Короленок А. М., Лурье М. В., Тимофеев Ф. В. Расширение ассортимента нефтепродуктов, транспортируемых по трубопроводам методом последовательной перекачки // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012. № 4. С. 40–43.
15. Алиев Р.А., Белоусов В.Д., Немудров А.Г. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1988. 368 с.
16. Давлетьяров Ф. А., Зоря Е. И., Цагарели Д. В. Нефтепродуктообеспечение. М.: ИЦ «Математика», 1998. 662 с.
17. Середа С. В. Проведение экспериментальных исследований смесей топлив в различных концентрациях. Материалы XI Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2016. 39 с.
18. Лурье М. В., Марон В. И. Основные вопросы последовательной перекачки нефтепродуктов по магистральным продуктопроводам. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1972. 31 с.
19. Лурье М. В., Марон В. И., Юфин В. А. Последовательная перекачка нефтепродуктов. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1974. 82 с.
20. Справочник по специальным функциям: под ред. М. Абрамовица и И. Стеган. М.: Наука, 1979. 131 с.
|
|
48-55 |
Компьютерное моделирование процесса формовки трубной заготовки большого диаметра
Д. А. Неганов a, Г. В. Нестеров a, А. А. Богач a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, г. Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2017-7-2-48-55
Аннотация: Работа направлена на определение остаточных напряжений, образующихся в металле труб большого диаметра после изгиба исходного листа. Выполнен анализ способов формообразования трубной заготовки, используемых на российских заводах. С помощью метода конечных элементов проведено компьютерное моделирование процесса формовки труб диаметром 1220 мм класса прочности К56, изготавливаемых с помощью шаговой формовки, формовки на вальцах и формовки на прессах. Напряжения в металле определяли для каждого этапа деформирования листовой заготовки и для экспандирования. В процессе моделирования проанализирована связь напряженного состояния металла с параметрами формовки, установлено влияние операций формовки на образование зон с повышенным уровнем остаточных напряжений, найдено их местоположение по периметру трубы. Максимальные локальные остаточные напряжения возникают в области подгибки кромок листовой заготовки и могут достигать до 22 % от нормативного предела текучести металла.
Ключевые слова:трубная заготовка, формовка, остаточные напряжения, метод конечных элементов.
Список литературы:↓
1. Биргер И. А. Остаточные напряжения. М.: Государственное научно-техническое издательство машиностроительной литературы, 1963. 232 с.
2. Шинкин В. Н., Барыков А. М. Гибка стального листа на трубоформовочном прессе при производстве труб большого диаметра // Сталь. 2015. № 4. С. 38–42.
3. LS-DYNA keyword user’s manual, Version R7.0, February 2013, Livermore software technology corporation.
4. Тарлаковский Д. В., Горшков А. Г., Старовойтов Э. И. Теория упругости и пластичности. М.: Физматлит, 2002. 417 с.
5. Соколова О. В., Черепанов Д. С. Развитие технологии производства сварных труб большого диаметра в отечественной металлургии // Производство проката. 2015. № 4. С. 17–20.
6. ТИ 153-ТР.ТС-41-2005. Трубы электросварные прямошовные диаметром 508–1420 мм. АО «Выксунский металлургический завод.
7. Осадчий В. Я., Вавилин А. С., Зимовец В. Г., Коликов А. П. Технология и оборудование трубного производства. М.: Интермет Инжиниринг, 2007. 560 с.
8. ТИ 158-Тр ТС 6-44-2011. Трубы электросварные прямошовные диаметром 1020–1220 мм, производимые ТЭСЦ № 6. ПАО «Челябинский трубопрокатный завод».
|
|
56-65 |
Анализ изменений переходных процессов, возникающих в магистральном трубопроводе в результате ввода противотурбулентной присадки
В. В. Жолобов a, Д. И. Варыбок a, Д. В. Егоров a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, г. Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2017-7-2-56-65
Аннотация: При резком изменении расхода транспортируемой среды возникает явление гидроудара. Ударная волна, формирующаяся в месте изменения расхода, распространяется вдоль трубопровода, взаимодействует с оборудованием и затухает по определенному закону. Численные параметрические расчеты волновых процессов с целью построения эпюр максимального давления достаточно трудоемки и требуют больших временных затрат. Значительный объем информации, полученный при численном расчете с помощью разностных схем, фактически не используется. Цель данной работы – найти аналитический способ построения огибающей максимальных давлений. Авторы предполагают, что при произвольном исходном режиме на этапе формирования за ударной волной реализуется ламинарный режим движения жидкости. Установлено, что в этом случае задача затухания амплитуды
скачка давления в слабо сжимаемой вязкой жидкости имеет новое аналитическое решение в явном виде. Параметрический анализ показал, что при произвольной комбинации режимов до и после ударной волны это решение имеет преимущество перед уже имеющимися зависимостями по точности представления амплитуды волны. Кроме этого, оно позволяет получить метод и формулы взаимного пересчета параметров волны в жидкости, содержащей и не содержащей противотурбулентные присадки (ПТП). На основе формул пересчета проведен параметрический анализ влияния ПТП на амплитуду волн гидроудара и подтверждено, что при прочих равных условиях интенсивность волновых процессов в средах с ПТП выше. Это обстоятельство диктует необходимость настройки защит именно для таких сред.
Построена приближенная аналитическая зависимость для распределения давления за фронтом скачка давления. В сочетании с соотношением для амплитуды волны и формулами пересчета это дает возможность аналитического построения огибающей максималь-
ных давлений. Применение изложенного подхода при проведении «массовых» параметрических расчетов позволяет с помощью предварительного анализа
исключить из рассмотрения множество вариантов, не представляющих интереса в части безопасной эксплуатации трубопроводов.
Ключевые слова: амплитуда волны, ударное давление, затухание, присадка, аналитическое решение, формулы пересчета
Список литературы:↓
1. Чарный И. А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубах. М.-Л., Гостехтеориздат, 1951. 223 с.
2. Лурье М. В. Задачник по трубопроводному транспорту нефти, нефтепродуктов и газа: учебное пособие для вузов. М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. 349 с.
3. Белоусов Ю. П. Противотурбулентные присадки для углеводородных жидкостей. Новосибирск: Наука, 1986. 144 с.
4. Жуковский Н. Е. О гидравлическом ударе в водопроводных трубах. М.- Л.: Гостехиздат, 1949. 103 с.
5. Гинзбург И. П. Прикладная гидрогазодинамика. Л.: Изд. Ленинградского университета, 1958. 338 с.
6. Лаптева Т. И., Мансуров М. Н. Обнаружение утечек при неустановившемся течении в трубах // Нефтегазовое дело: электронный научный журнал. 2006. № 2. URL: http://ogbus.ru/authors/Lapteva/Lapteva_1.pdf (дата обращения: 14.03.2017).
7. Левченко Е. Л., Николаев С. Б., Беккер Л. М. К вопросу о применении систем сглаживания волн давления на нефтепроводах АК «Транснефть» // Трубопроводный транспорт нефти. 2001. № 12. С. 19–27.
8. Станев В. С., Рахматуллин Ш. И. Учет затухания гидроудара в магистральном трубопроводе // Нефтяное хозяйство. 2003. № 9. С. 98–99.
9. Станев В. С., Гумеров А. Г., Гумеров К .М., Рахматуллин Ш. И. Оценка прочности участка магистрального трубопровода с учетом гидроудара // Нефтяное хозяйство. 2004. № 4. С. 112–114.
10. Золотов И. О., Стрельникова С. А., Лосенков А. С. Об одной особенности стартовых режимов работы нефтепроводов // Нефтяное хозяйство. 2011. № 3. С. 102–105.
11. Барабанов С. А., Гликман Б. Ф. Коэффициент затухания акустической волны, распространяющейся в турбулентном потоке протяженного трубопровода // Акустический журнал. 2009. Т. 55. № 2. С. 171–179.
12. Куракина М. Я., Радченко В. П., Юфин В. А. К вопросу о неустановившемся движении капельной сжимаемой жидкости в трубах при различных законах трения // Журнал прикладной механики и технической физики. 1976. № 1. С. 87–94.
13. Овсянников Л. В. Групповой анализ дифференциальных уравнений. М.: Наука, 1978. 400 с.
14. Тугунов П. И. Определение ударного давления в нефтепроводе с газонасыщенной нефтью при переходных режимах / П. И. Тугунов, P. A. Брот, С. Е. Кутуков // Нефтегазовое дело. 2005. Т. 3. С. 199–205.
|
|
66-71 |
Численное моделирование механического состояния трубы при внешнем воздействии
Цзи Чжан a, Хан Чжан a
a Институт механoтронного инженерного дела, Юго-западный нефтяной университет, 610500, Китай, г. Москва, Чэнду, провинция Сычуань
DOI: 10.28999/2541-9595-2017-7-2-66-71
Аннотация: Повреждения вследствие сдавливания трубы посторонним объектом являются одним из основных видов повреждений нефтяных и газовых трубопроводов. Механическое поведение участка трубопровода, находящегося в деформируемом состоянии, было исследовано с помощью математического численного моделирования. Было изучено влияние на него начальной глубины вдавливания и отношениe диаметра трубы к толщине стенки. Результаты исследования показали, что сила сжатия, зона высоких напряжений и максимальное напряжение увеличиваются по мере увеличения нагрузок. После снятия нагрузок велика вероятность восстановления упругой деформацииучастка трубы до исходных значений.
Поперечное сечение серединной поверхности является плоскостью. Деформация трубы в вертикальной плоскости имеет V-образную форму. На первом этапе в центральной части трубы появляется максимум эквивалентной пластической деформации. С увеличением смещения сдавливаемого объекта появляются два максимума эквивалентной пластической деформации. В процессе разгрузки эквивалентные пластические деформации возрастают. С увеличением начальной глубины вдавливания, коэффициент упругой деформации вмятины на трубе снижается, но увеличивается максимум эквивалентной пластической деформации. По мере увеличения отношения диаметра трубы к толщине стенки коэффициент упругой деформации растет, но максимум эквивалентной
пластической деформации снижается.
Ключевые слова: трубы, численное моделирование, пластическая деформация, механические напряжения, коэффициент упругости.
Список литературы:↓
1. Jie Z, Zheng L, Chuanjun H, et al. Buckling behaviour analysis of a buried steel pipeline in rock stratum impacted by a rockfall. Engineering failure analysis, 2015,58:281–294.
2. Furnes O, Amdahl J. Ship collision with offshore platforms. Intermaritec 80;1980.
3. Ellinas CP, Walker AC. Damage on offshore tubular bracing members. Proc Int Assoc Bridge Struct Eng 1983.
4. Wierzbicki T, Suh MS. Indentation of tubes under combined locading. Int J Mech Sci 1983;30:229–248.
5. Chen K, Shen WQ. Further experimental study on the failure of fully clamped steel pipes. Int J Impact Eng 1998,28(3):177–202.
6. Ruggieri C, Ferrari Jr JA. Structural behavior of dented tubular members under lateral loads. J Offshore Mech Arct Eng, 2004,126.
7. Lu G. A study of the crushing of tubes by two indenters. Int J Mech Sci 1993;35:267–278.
8. Firouzsalari SE, Showkati H. Thorough investigation of continuously supported pipelines under combined pre-compression and denting loads. International Journal of Pressure Vessels and Piping, 2013,04:83–95.
9. Andrew Cosham, Phil Hopkins. The effect of dents in pipelinesguidance in the pipeline defect assessment manual. International Journal of Pressure Vessels and Piping, 2004,81:127–139.
10. Jie Zhang, Zheng Liang, Chuanjun Han. Buckling behavior analysis of buried gas pipeline under strike-slip fault displacement [J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2014, 21:921–928.
|
|
72-74 |
Способ определения влагосодержания нефти при транспортировке по трубопроводу
Б. Н. Антипов a
a Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина, 119991, Россия, г. Москва, Ленинский проспект, 65
DOI: 10.28999/2541-9595-2017-7-2-72-74
Аннотация: Рассматривается способ определения влагосодержания нефти, транспортируемой по трубопроводу, с использованием волн СВЧ и ультразвука. Предложена методика определения массовой концентрации нефти и воды в газонасыщенной водонефтяной смеси.
Ключевые слова: влагосодержание нефти, волны СВЧ
Список литературы:↓
1. Антипов Б. Н., Калинин А. Ф., Горбунов А. О., Евстегнеев Н. О. Экспериментальный стенд по определению влагосодержания нефти, транспортируемой по трубопроводу // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2016. № 3. С. 32–34.
2. Ермолкин О. В. Современные измерительные приборы и аппаратура для нефтегазодобычи (интервью) // Газовая промышленность. 2014. № 1 (701). С. 56–60.
3. Рекомендация МИ 2825-2003. Системы измерений количества и показателей качества нефти. Метрологические и теxнические требования к проектированию. М: ФГУП ВНИИР, 2003. 52 с.
4. Рущиц А. А., Щербакова Е. И. Применение СВЧ-нагрева в пищевой промышленности и общественном питании // Вестник Южно-Уральского государственного университета. Серия «Пищевые и биотехнологии». 2014. Т. 2. № 1.
|
|
75-77 |
К вопросу оценки взаимного влияния компактно расположенных местных сопротивлений
В. Ю. Морецкий a, В. В. Жолобов a, Д. И. Варыбок a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, г. Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2017-7-2-75-77
Аннотация: Разъяснения по вопросу методологического подхода к описанию влияния расположения местных сопротивлений на их интегральное гидравлическое сопротивление.
Список литературы:↓
1. Морецкий В. Ю., Жолобов В. В., Варыбок Д. И. Влияние взаимного расположения технологического оборудования на гидравлическое сопротивление // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. № 1(28). С. 53–61.
2. Вязунов Е. В., Евтух К. А., Путин С. В. Определение действительной пропускной характеристики узла регулирования давления // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012. № 2(6). С. 88–90.
3. Альтшуль А. Д. Гидравлические сопротивления. М.: Недра, 1970.
4. Либин А. С. Крупномасштабные структуры как линии градиента: случай течения Тркаля // Теоретическая и математическая физика. 2010. Т. 165. № 2. С. 350–369.
5. Милович А. Я. Нерабочий изгиб потока жидкости // Бюллетени политехнического общества. 1914. № 10. С. 485–563.
6. Громека И. С. Некоторые случаи движения несжимаемой жидкости: собр. соч. М.: Изд-во АН СССР, 1952. 296 с.
7. Милович А. Я. Основы динамики жидкости. М.-Л.: Энергоиздат, 1933.
|
|
Защита от коррозии |
|
78-81 |
Исследование свойств антикоррозионных покрытий, нанесенных при отрицательных температурах
А. М. Ефремов a, А. В. Макаренко b, И. О. Осина b
a ПАО «Транснефть», 119180, Россия, г. Москва, ул. Большая Полянка, 57
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, г. Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2017-7-2-78-81
Аннотация: Большая часть нефте- и нефтепродуктопроводов ПАО «Транснефть» расположена в районах Крайнего Севера и местностях, приравненных к ним. Период времени, в течение которого на объектах трубопроводного транспорта указанных регионов возможно нанесение антикоррозионных покрытий (АКП), крайне непродолжительный. В связи с этим остро встает задача поиска и испытаний материалов, нанесение которых возможно при отрицательных температурах воздуха с условием обязательного сохранения заданного срока службы АКП. С целью определения возможности нанесения АКП при отрицательных температурах окружающей среды и получения покрытий, соответствующих требованиям нормативной документации ПАО «Транснефть», были проведены натурные и лабораторные испытания систем АКП, представленных тремя отечественными производителями. Оценивались следующие свойства покрытий: внешний вид, толщина, пористость, проницаемость, эластичность, возможность сохранять защитные и физико-механические свойства в течение длительной эксплуатации. Полученные результаты натурных и лабораторных испытаний показывают, что нанесение АКП при заявленных отрицательных температурах окружающей среды не обеспечивает антикоррозионную защиту наружных стальных поверхностей резервуаров, металлоконструкций, трубопроводов и оборудования на требуемый срок службы. Поэтому увеличение сроков производства работ по нанесению АКП в районах Крайнего Севера возможно исключительно путем сооружения обогреваемых укрытий, обеспечивающих поддержание температуры при проведении работ не менее плюс 5 °С.
Ключевые слова: антикоррозионное покрытие, нанесение антикоррозионных покрытий при низких температурах
Список литературы:↓
1. Б1. ГОСТ 9.402-2004. ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей к окрашиванию.
2. Кирбятьева Т. В. Нанесение лакокрасочных покрытий при неблагоприятных метеорологических условиях // Лакокрасочные материалы и их применение. 2001. № 9. С. 25–27.
3. ОТТ-25.220.01-КТН-097-16. Антикоррозионные покрытия для защиты наружной поверхности резервуаров, надземных трубопроводов, конструкций и оборудования.
|
|
82-86 |
Опыт проектирования защиты от коррозии подземных трубопроводов на площадках НПС
А. А. Прохоров a, В. В. Радченко a, Р. А. Жуков a
a АО «Каспийский Трубопроводный Консорциум-Р», 119017, Россия, Москва, ул. Большая Ордынка, 40
DOI: 10.28999/2541-9595-2017-7-2-82-86
Аннотация: В статье представлен опыт проектирования электро-химической защиты (ЭХЗ) от коррозии на площадках нефтеперерабатывающих станций (НПС) АО «Каспийский Трубопроводный Консорциум-Р» (КТК-Р). Отмечается, что принятая в России методика расчета защитного тока по минимальной плотности тока не учитывает ту его часть, которая ответвляется в другие заземленные металлические конструкции на площадке, экранирование защитного тока системой заземления на НПС, материал заземлителей. Это, в свою очередь, приводит к заниженному значению расчетного тока и в итоге – к недостаточной защите технологических и вспомогательных трубопроводов на НПС.
Делается вывод о необходимости пересмотра методики расчета защитного тока на площадках НПС, уточнения расчетных методик в части учета проводимости грунтов на площадке по методу ВЭЗ, разработки рекомендаций по совместному использованию на площадках распределенных и сосредоточенных анодных заземлений и протяженных АЗ.
Ключевые слова: защитный ток, поляризационный потенциал, станция катодной защиты, удельная проводимость грунта
Список литературы:↓
1. РД-91.020.00-КТН-234-10. Нормы проектирования электрохимической защиты магистральных трубопроводов и сооружений НПС (2010).
2. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии (1998).
3. Ткаченко В. Н. Электрохимическая защита трубопроводных сетей: учебное пособие. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Стройиздат, 2004. 320 с.
4. Правила устройства электроустановок (издание 7): утв. приказом Министерства энергетики РФ от 08.07.2002 № 204.
5. Стандарт SAES-X-600. Катодная защита оборудования (2009).
6. Телетьен И. Г., Патрышев Н. Ю. Особенности построения системы электрохимической защиты при наличии заземленных сооружений // Территории нефтегаза. 2014. № 3. С. 76–77.
7. Коротяев А. Г. Влияние контуров защитных заземлений на уровень защищенности и ресурс системы электрохимзащиты площадочных объектов // Территории нефтегаза. 2016. № 3(35). С. 60–62.
8. РД 153-39.4-091-01. Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от коррозии» (2001).
|
|
Материалы и оборудование |
|
87-93 |
Идентификация типа жидкости при затоплении колодцев КИП на линейной части трубопроводов
В. В. Банько a, И. И. Кляута a
a ООО «Транснефть – Балтика», 195009, Россия, г. Санкт-Петербург, Арсенальная наб., 11А
DOI: 10.28999/2541-9595-2017-7-2-87-93
Аннотация: В статье проведен анализ организационно-технических действий при затоплении колодцев отбора давления на линейной части магистральных трубопроводов. В настоящее время регистрируется только факт затопления сигнализаторами уровня жидкости, и соответствующая информация средствами телемеханики передается в диспетчерские пункты. Предлагается усовершенствовать существующую систему обнаружения затопления колодцев, дополнив ее устройствами идентификации типа заполняющей жидкости поверхностного слоя.
В работе сформулированы общие требования к устройству идентификации типа жидкости и его принципу действия, в основе которого предлагается использовать бесконтактный зондирующий метод для определения характерных физических параметров жидкостей, заполняющих полость колодца. В качестве параметров образа в настоящей работе рассматриваются электрические и оптические свойства нефти и нефтепродуктов, характеризуемые коэффициентом диэлектрической проницаемости и показателем ультрафиолетовой индуцированной флюоресценции. Проводится анализ существующих методов и современных приборов бесконтактного измерения параметров жидкостей с целью использования этой информации при разработке датчика идентификации типа жидкости.
Внедрение данного предложения расширит функциональные возможности контрольно-измерительного оборудования линейной телемеханики. Информация, полученная при определении типа жидкости в колодце КИП, позволит осуществлять быстрое и оптимальное планирование необходимых средств и мероприятий по устранению выявленных нарушений на магистральных трубопроводах, что особенно актуально при увеличении протяженности эксплуатируемых нефтепроводов и необходимости снижения удельных затрат.
Ключевые слова: Затопление колодцев КИП, идентификация типа жидкости, измерение диэлектрической проницаемости, ультрафиолетовая индуцированная флуоресценция, флуоресцентный детектор нефтяных загрязнений, лидар нефтяных загрязнений.
Список литературы:↓
1. Белоцерковский Г. Б. Основы радиолокации и радиолокационные устройства. Москва: Советское радио, 1975. 336 с.
2. Кацнельсон В. З., Тимченко Н.И., Волков В.В. Основы радиолокации и импульсной техники. Ленинград: Гидрометеоиздат, 1985. 334с.
3. Симаков И. Г., Бальжинов С.А., Дембелова Т.С., Бадмаев Б.Б. Бесконтактный метод определения электропроводности воды и водных растворов. Улан-Удэ: Бурятский научный центр Сибирского отделения РАН, 2008. С. 175–178.
4. Иванов А. Ю., Литовченко К. Ц., Ермаков С. А. Наблюдение нефтяных загрязнений радиолокаторами с синтезированной апертурой // Электромагнитные волны и электронные системы. 2001. Т. 6. № 5. С. 49–57.
5. Шестопалов В. Д., Яцук К. П. Методы измерения диэлектрической проницаемости вещества на сверхвысоких частотах // Успехи физических наук. 1961. Т. 74. № 8. С. 721–755.
6. Матросова О. А. Методы контроля нефтяных загрязнений земной поверхности, основанные на явлении лазерно-индуцированной флюоресценции: автореферат диссертации на соискание ученой степени к. т. н. Москва, 2013 г. 17 с.
|
|
94-101 |
Моделирование процесса горения нефти с подмесом подтоварной воды в жаротрубных котлах
П. В. Росляков a, Ю. В. Проскурин b, В. А. Кожевников c
a Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Национальный исследовательский университет «МЭИ», 111250, Россия, г. Москва, ул. Красноказарменная, 14
b ПАО «Транснефть», 119180, Россия, г. Москва, ул. Большая Полянка, 57
c ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, г. Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2017-7-2-94-101
Аннотация: Для предприятий ТЭК, занятых в сфере добычи, переработки, транспортировки сырой нефти и нефтепродуктов актуальной является проблема утилизации загрязненной нефтепродуктами воды. Использование специального очистного оборудования целесообразно для крупных объектов энергетики и промышленности. Альтернативным вариантом утилизации загрязненной воды является термическое обезвреживание путем ее подачи в топку котла или печи различными способами.
Наличие на многих предприятиях системы «Транснефть» жаротрубных котлов диктует необходимость исследовать возможность термической утилизации воды, загрязненной нефтепродуктами, в топках таких котлов. Объектом исследования являлся котел КВ-ГМ-2.0 тепловой мощностью 2 МВт. В качестве горелочного устройства для подачи жидкого топлива рассматривалась наддувная горелка, разработанная в НИУ «МЭИ».
Численные исследования проводились путем компьютерного моделирования с помощью программных комплексов вычислительной гидрогазодинамики ANSYS Fluent процессов распыла жидкого топлива, смешения, воспламенения и выгорания топлива, а также образования оксидов азота. Учитывался радиационный и конвективный теплообмен.
Анализ результатов численных экспериментов совместной подачи сырой нефти и подтоварной воды показал, что термическое обезвреживание загрязненной воды в жаротрубных котлах должно быть ограничено расходом воды не более 3–5% в объеме топлива с учетом исходной калорийности топлива. Основными причинами этого являются наброс капель нефти на стенки жаровой трубы, затягивание процесса горения, увеличение эмиссии оксидов азота. Дальнейшее увеличение доли загрязненной воды в топливе снизит стабильность процесса горения. В статье рассмотрена модель сжигания сырой нефти с подмесом подтоварной воды, дано описание развития факела в жаротрубных котлах, представлены выводы о возможности и последствиях использования подтоварной воды с оценкой состава отходящих газов.
Ключевые слова: Энергоэффективность, утилизация подтоварной воды, горелочные устройства, водогрейные котлы, нефтепродукты, нефть, отходы.
Список литературы:↓
1. Копылов А. С. Проектирование, наладка и эксплуатация химико-технологического оборудования электростанций. М.: Издательский дом МЭИ, 2006. 80 с.
2. Росляков П. В. Методы защиты окружающей среды. М.: Издательский дом МЭИ, 2007. 336 с.
3. Роддатис К. Ф., Полтарецкий А. Н. Справочник по котельным установкам малой производительности. М: Энергоатомиздат, 1989. 488 с.
4. Основные физические свойства и характеристики нефти и нефтепродуктов [Электронный ресурс] / Лекционные курсы химического факультета кафедры химии нефти и нефтехимического синтеза Нижегородского государственного университета им. Н. И. Лобачевского. URL: http://www.unn.ru/chem/neft/htmls/index.php?page=lern (дата обращения: 20.05.2016).
5. ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия. М.: ИПК Издательство стандартов, 2006. 12 с.
|
|
Сварка |
|
102-108 |
Современные разработки в оценке целостности сварных швов трубопровода
Тед Л. Андерсон a
a Team Industrial Services, Денвер, Колорадо, США
DOI: 10.28999/2541-9595-2017-7-2-102-108
Аннотация: Со стороны операторов трубопроводов и регулирующих органов США в последнее время отмечается повышенное внимание к проблеме целостности трубопроводов с продольными сварными швами. Сегодня большинство специалистов продолжают оценивать дефекты сварных соединений с помощью методик, созданных более 30 лет назад, не учитывая современные разработки в этой области. Такое положение дел нельзя назвать удовлетворительным, тем более в связи с усилением общественного контроля и давления со стороны регулирующих органов.
В данной статье представлены инновационные решения в технологии оценки целостности сварных швов, следствием применения которых может стать повышение надежности трубопроводных систем и оптимизация расходов, связанных с обеспечением целостности трубопроводов.
Ключевые слова: целостность трубопроводов, продольные сварные швы, консервативная оценка дефектов, расширенная оценка дефектов, модель ln-sec, метод конечных элементов, анализ на циклическую усталость под давлением.
Список литературы:↓
1. Anderson TL. Advanced Assessment of Pipeline Integrity using ILI Data. 2010 Pipeline Pigging and Integrity Conference, Houston, February 2010.
2. Kiefner JF, Maxey WA, Eiber RJ, and Duffy AR. Failure Stress Levels of Flaws in Pressurized Cylinders. ASTM STP 536, American Society for Testing and Materials, 1973.
3. Kiefner JF. Modified Equation Helps Integrity Management. Oil and Gas Journal, 2001, 10; 64–66.
4. API 579-1/ASME FFS-1. Fitness-for-Service, jointly published by the American Petroleum Institute and the American Society for Mechanical Engineers, June 2007.
5. Chell GG. Criteria for Evaluating Failure Susceptibility due to Axial Cracks in Pressurized Line Pipe. PRCI Project MAT-8 Final Report, December 2008.
|
|
Профессиональное образование |
|
109-115 |
Практика разработки профессиональных стандартов для профессий, востребованных в организациях системы «Транснефть»
Ю. В. Лисин a, Ю. В. Алексеевичева a, И. С. Симарова a, Е. С. Переведенцева a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, г. Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2017-7-2-109-115
Аннотация: ООО «НИИ Транснефть» принимает активное участие в процессе формирования Национальной системы квалификаций посредством разработки профессиональных стандартов. В 2016 году специалистами института совместно с Общероссийским объединением работодателей «Российский союз промышленников и предпринимателей» (ООР «РСПП») разработаны четыре проекта профессиональных стандартов, которые в настоящее время находятся на утверждении в Министерстве труда и социальной защиты Российской Федерации. Кроме того, в 2017 году в ООО «НИИ Транснефть» завершена разработка четырех профессиональных стандартов для профессий, востребованных в организациях системы «Транснефть», – их проекты в настоящее время также направлены на утверждение в Минтруд России.
В статье представлена модель разработки профессиональных стандартов, построенная с применением методологии функционального моделирования. Модель описывает структуру и логические взаимосвязи между функциями, а также определяет информацию и ресурсы, необходимые для реализации описываемого бизнес-процесса или преобразуемые в ходе его осуществления. Описана практика реализации модели на примере разработки проектов профессиональных стандартов для востребованных в ПАО «Транснефть» профессий: «Специалист по диагностике оборудования магистрального трубопровода нефти и нефтепродуктов», «Специалист по эксплуатации нефтепродуктоперекачивающей станции магистрального трубопровода нефти и нефтепродуктов», «Работник по эксплуатации трубопроводов нефти и нефтепродуктов» и «Оператор нефтепродуктоперекачивающей станции магистрального трубопровода нефти и нефтепродуктов».
Ключевые слова: профессиональный стандарт, вид профессиональной деятельности, функциональная карта, матрица профессиональной деятельности, бизнес-процесс, трудовая функция, трудовое действие, совет по профессиональным квалификациям, оценка квалификаций
Список литературы:↓
1. Балакирева Э. В. Профессиональный стандарт как ориентир разработки подходов к оценке качества профессиональной подготовки специалистов в вузе // Известия Российского государственного педагогического университета им. А. И. Герцена. 2013. № 158. С. 86–95.
2. Федеральный закон от 03.07.2016 № 238-ФЗ «О независимой оценке квалификации».
3. Федеральный закон от 02.05.2015 № 122-ФЗ «О внесении изменений в Трудовой кодекс Российской Федерации и статьи 11 и 73 Федерального закона “Об образовании в Российской Федерации”».
4. Трудовой кодекс Российской Федерации от 30.12.2001 № 197-ФЗ (ред. от 01.01.2017).
5. Приказ Министерства труда и социальной защиты Российской Федерации от 12.04.2013 № 147н «Об утверждении Макета профессионального стандарта (с изменениями на 29.09.2014 г.)».
6. Алексеевичева Ю. В., Переведенцева Е. С. О разработке профессиональных стандартов // Наука, техника и образование. 2016. № 3(21). С. 137–139.
7. Приказ Министерства труда и социальной защиты Российской Федерации от 12.04.2013 № 148н «Об утверждении уровней квалификации в целях разработки проектов профессиональных стандартов».
|
|
Обзор научной периодики |
|
116-118 |
Профильные зарубежные журналы: аннотации актуальных статей
В. Н. Комарица a, Н. Н. Сухорукова a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, г. Москва, Севастопольский проспект, 47а
Аннотация: Представлен краткий обзор двух научных журналов, индексируемых базой Scopus: Journal of Pipeline Engineering и Journal of Pipeline Systems Engineering and Practice. Из каждого издания мы выбрали несколько статей, которые могут быть интересны для отечественных специалистов трубопроводной отрасли.
|
