|
Проектирование, строительство и эксплуатация |
8-19 |
Оценка гидравлической эффективности нефтепроводов по данным мониторинга технологических режимов эксплуатации
П. А. Ревель-Муроз a, Я. М. Фридлянд b, С. Е. Кутуков c, А. И. Гольянов c
a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, д. 4, стр. 2
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
c Научно-технический центр трубопроводного транспорта ООО «НИИ Транснефть» (НТЦ ООО «НИИ Транснефть»), 450055, Россия, Уфа, проспект Октября, 144/3
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-1-8-19
Аннотация: В статье приведена методика количественной оценки эффективности транспортировки нефти по технологическим участкам магистральных трубопроводов с учетом гидравлической эффективности линейной части. В соответствии с методикой параметры энергоэффективности нефтепроводов оцениваются по данным, регистрируемым штатными средствами СДКУ, в том числе:
– коэффициент полезного действия НПС – по данным манометров, установленных на входе в насосную станцию и в нагнетательном коллекторе;
– коэффициент регулирования САРД – по данным манометров, установленных в нагнетательном коллекторе и на выходе из насосной станции;
– гидравлическая эффективность участка нефтепровода – по показаниям манометров на входе/выходе НПС и в конце технологического участка нефтепровода.
На примере анализа данных эксплуатации нефтепровода показано, что предложенный критерий сравнения – коэффициент эффективности технологического участка – позволяет определить все традиционно используемые критерии оценки фактических режимов работы магистральных нефтепроводов, выявить характерные особенности каждого режима, сопоставить параметры эксплуатации трубопроводов различных диаметров и конструктивных исполнений.
Ключевые слова: магистральный нефтепровод, энергоэффективность, коэффициент полезного действия, коэффициент эффективности, энергосбережение, оптимизация технологических процессов, гидравлическая эффективность.
Для цитирования:
Оценка гидравлической эффективности нефтепроводов по данным мониторинга технологических режимов эксплуатации / П. А. Ревель-Муроз [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 1. С. 8–19.
Список литературы:↓
[1] Бахтизин Р. Н., Кутуков С. Е. Мониторинг энергопотребления магистральных нефтепроводов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2003. № 62. С. 199–209.
[2] Ревель-Муроз П. А. Разработка методов повышения энергоэффективности нефтепроводного транспорта с внедрением комплекса энергосберегающих технологий : дисс. ... канд. техн. наук. Уфа, 2018. 202 с.
[3] 2018 год объявлен в ПАО «Транснефть» Годом энергосбережения // ПАО «Транснефть». Пресс-релизы : сайт. Дата опубликования: 11.01.2018. URL : https://www.transneft.ru/newsPress/view/id/14809 [дата обращения: 06.08.2018].
[4] Программа стратегического развития ОАО «АК «Транснефть» на период до 2020 года // ПАО «Транснефть». Справки и презентации : сайт. URL : https://www.transneft.ru/about/development-system/398/ [дата обращения: 24.10.2018].
[5] Шухов В. Г. Трубопроводы и их применение в нефтяной промышленности / В кн. : В. Г. Шухов. Гидротехника : Избр. тр. М. : Наука, 1981.
[6] Лейбензон Л. С. К вопросу о теплопередаче в нефтепроводных трубах : Собрание трудов. Т. III. Нефтепромысловая механика. М. : Изд-во АН СССР, 1955.
[7] Черникин В. И. Перекачка вязких и застывающих нефтей. М. : Гостоптехиздат, 1958. 164 с.
[8] Тугунов П. И. Нестационарные режимы перекачки нефтей и нефтепродуктов. М. : Недра, 1984.
[9] Эксплуатация магистральных трубопроводов / П. И. Тугунов [и др.]. Уфа : Башкирское книжное издательство, 1975. 160 с.
[10] Абрамзон Л. С., Белозеров В. А. Методика расчета «горячих» трубопроводов при установившемся режиме перекачки высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов. М. : ВНИИОЭГ, 1970. 56 с.
[11] Чарный И. А. Влияние рельефа местности и неподвижных включений жидкости или газа на пропускную способность трубопроводов // Нефтяное хозяйство. 1965. № 6. С. 51–55.
[12] Губин В. Е., Степанюгин В. Н., Целиковский О. И. Некоторые вопросы гидротранспорта высоковязких мангышлакских нефтей // Труды НИИтранснефти. 1969. Вып. 6. С. 3.
[13] Лурье М. В. Математическое моделирование процессов трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа : учебное пособие. М. : РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2012. 456 с.
[14] Кутуков С. Е., Титов А. Я. Перспективы индивидуального мониторинга насосных агрегатов в системе магистрального транспорта нефти // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2001. № 2. http://ogbus.ru/files/ogbus/authors/Kutukov/kut4.pdf (дата обращения: 12.09.2018).
[15] Устав Международной ассоциации транспортировщиков нефти // Международная ассоциация транспортировщиков нефти (МАТН) : сайт. URL : http://www.iaot.eu/data/web/download/statute-ru.pdf [дата обращения: 14.10.2018].
[16] ООО «НИИ Транснефть» представило членам Международной ассоциации транспортировщиков нефти результаты бенчмаркинга энергоэффективности // ООО «НИИ Транснефть». Пресс-центр : сайт. Дата опубликования: 25.05.2018. URL : https://www.transneft.ru/newsPress/view/id/14809 [дата обращения: 05.09.2018].
[17] Сборник задач по гидравлике : уч. пособие ; под ред. Л. Г. Колпакова. Уфа : Нефтегазовое дело, 2007. 120 с.
[18] Кутуков С. Е., Фридлянд Я. М., Шматков А. А. Влияние вязкости нефти на энергоэффективность перекачки по магистральным нефтепроводам // «Трубопроводный транспорт–2017» : тезисы докладов XII Международной учебно-научно-практической конференции. Уфа : Изд-во УГНТУ, 2017. С. 425–429.
[19] Кутуков С. Е., Гольянов А. И., Бажайкин С. Г. Повышение эффективности последовательной перекачки оптимизацией компонентного состава смеси нефтей // Нефтяное хозяйство. 2018. № 1. С. 88–91.
[20] Особенности работы магистрального нефтепровода с применением противотурбулентной присадки / А. И. Гольянов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2013. № 2. С. 36–43.
[21] Снижение гидродинамического сопротивления при течении углеводородных жидкостей в трубах противотурбулентными присадками / А. И. Гольянов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012. № 2. С. 80–87.
[22] Сунагатуллин Р. З., Жолобов В. В., Гольянов А. И. К вопросу вычисления объема паровой полости на самотечном участке трубопровода // Нефтегазовое дело. 2016. Т. 14. № 3. С. 116–123.
[23] Кутуков С. Е., Шаммазов А. М. Гидродинамические условия существования водного скопления в нефтепродуктопроводе // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2003. № 62. С. 68–75.
[24] Кутуков С. Е., Бахтизин Р. Н., Шаммазов А. М. Оценка влияния газового скопления на характеристику трубопровода // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2003. № 1. http://ogbus.ru/files/ogbus/authors/Kutukov/Kutukov_7.pdf [дата обращения: 21.08.2018].
[25] Кутуков С. Е., Бажайкин С. Г., Мухаметшин Г. Р. Характеристика участка нефтепровода со скоплением воды // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 4. С. 118–125.
[26] Кутуков С. Е. Разработка методов функциональной диагностики технологических режимов эксплуатации магистральных нефтепроводов : дисс. … д-ра техн. наук. Уфа, 2003. 365 с.
[27] Голосовкер В. И. К определению коэффициента полезного действия нефтепровода // Нефтяная промышленность. Серия: Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1978.
[28] Ахмадуллин К. Р. Энергосберегающие технологии очистки нефтепродуктопроводов гельными системами : дисс. … канд. техн. наук. Уфа, 2001. 235 с.
[29] Методика проведения бенчмаркинга энергоэффективности объектов транспорта нефти. МАТН, 2017. 32 с.
[30] Letellier C. Intermittency as a transition to turbulence in pipes: A long tradition from Reynolds to the 21st century. A century of fluid mechanics // Comptes Rendus Mécanique. 2017. Vol. 345. Issue 9. P. 642–659.
|
|
21-31 |
Применение воздушного лазерного сканирования для геотехнического мониторинга объектов магистрального трубопровода
Е. М. Макарычева a, Э. Р. Ибрагимов a, Т. И. Кузнецов a, К. Ю. Шуршин a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-1-21-31
Аннотация:
Специфика эксплуатации магистральных трубопроводов в сложных природно-климатических условиях, их труднодоступность и значительная протяженность линейной части трубопроводов требуют постоянного совершенствования методов и технологий геотехнического мониторинга. Основной задачей геотехнического мониторинга в нефтетранспортной отрасли является контроль планово-высотного положения трубопроводов и его изменений, в том числе в результате развития опасных геологических процессов на территории прохождения трасс. В статье представлено исследование возможностей применения воздушно-лазерного сканирования для геотехнического мониторинга объектов магистрального трубопровода. Проведено сравнение точности измерений с использованием разных сканирующих систем. Описаны методы анализа данных воздушно-лазерного сканирования, разработанные ООО «НИИ Транснефть». По результатам воздушно-лазерного сканирования осуществлена оценка состояния инженерных объектов и природной среды. Применение рассматриваемой технологии позволило определить планово-высотное положение наземных и подземных объектов магистрального трубопровода и углы отклонения опор ЛЭП от вертикали, дешифрировать контуры экзогенных геологических явлений. По данным повторных обследований проведена оценка изменений рельефа за период наблюдений и определена динамика экзогенных геологических явлений.
Ключевые слова: магистральный трубопровод, воздушно-лазерное сканирование, геотехнический мониторинг, экзогенные геологические процессы, планово-высотное положение.
Для цитирования:
Применение воздушного лазерного сканирования для геотехнического мониторинга объектов магистрального трубопровода / Е. М. Макарычева [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 1. С. 21–31.
Список литературы:↓
[1] Совершенствование методов и средств прогнозных расчетов ореолов оттаивания, просадки и величины напряженно-деформированного состояния трубопроводов, проложенных в многолетнемерзлых грунтах / С. Г. Радионова [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 1. С. 39–43.
[2] Суриков В. И., Ибрагимов Э. Р. Выбор комплекса методов мониторинга планово-высотного положения объектов магистральных нефтепроводов, проложенных в сложных природно-климатических условиях : тезисы докладов XII Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт–2017». Уфа : Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2017. С. 186–187.
[3] Баборыкин М. Ю. Воздушное лазерное сканирование как один из методов аэрогеологии при проведении дешифрирования опасных геологических процессов и явлений // Сборник трудов III Международной конференции «Science, Technology and Life–2016». Киров : Международный центр исследоватеьских проектов, 2016. С. 474–496.
[4] Митчелл Д. Цифровые модели рельефа, созданные по данным спутниковой стереосъемки и лазерного сканирования: сравнительный анализ // Геоматика. 2010. № 4. С. 54–57.
[5] Долгополов Д. В., Кузнецов Т. И. Новые возможности для геотехнического мониторинга трубопроводных систем при использовании ГИС-технологий с 3D визуализацией : тезисы докладов XII Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт–2017». Уфа : Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2017. С. 122–123.
[6] Makarycheva E. M., Surikov V. I., Kuznetsov T. I. Methods of main oil pipeline geotechnical monitoring in permafrost zone : Book of abstracts 5th European Conference on Permafrost. Edited by P. Deline, X. Bodin, L. Ravanel. Laboratory EDYTEM, CNRS, University Savoy Mont-Blanc. 2018. P. 178–179.
[7] Wehr A., Lohr U. Airborne laser scanning – an introduction and overview // ISPRS Journal of Photogrammetry & Remote Sensing. 1999. Т. 54. Vol. 2–3. P. 68–82.
[8] Орлов Т. В. Сравнительный анализ возможностей дешифрирования экзогенных геологических процессов и явлений с помощью аэрофото- и космической съемки при мониторинге линейных сооружений // Сборник трудов конференции «Сергеевские чтения. Устойчивое развитие: задачи геоэкологии (инженерно-геологические, гидрогеологические и геокриологические аспекты)». М. : РУДН, 2013. Вып. 15. С. 167–169.
[9] Лисин Ю. В. Методы измерения планово-высотного положения трубопровода для создания автоматизированной системы мониторинга нефтепровода «Восточная Сибирь–Тихий океан» // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородов. 2012. № 3. С. 8–15.
[10] Воздушное лазерное сканирование в сочетании с цифровой аэросъемкой для строительства, ремонта и реконструкции трубопроводов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2006. № 2. С. 42.
|
|
32-39 |
Оптимизация процесса камеральной обработки результатов наземного лазерного сканирования при оценке напряженно-деформированного состояния резервуаров
Г. Г. Васильев a, А. П. Сальников a, А. А. Катанов b, М. В. Лиховцев b, Е. Г. Ильин b
a Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина, 119991, Россия, Москва, Ленинский проспект, 65
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-1-32-39
Аннотация: Данные наземного лазерного сканирования позволяют построить трехмерную модель поверхности резервуара, пригодную для анализа напряженно-деформированного состояния в специализированных программных комплексах. Результаты подобного анализа отражают реальную картину напряженно-деформированного состояния резервуара, поскольку исходная модель создана с учетом геометрической формы и пространственного положения объекта. Вместе с тем актуальным является вопрос оптимизации методики камеральной обработки данных лазерного сканирования.
Рассмотрены основные этапы преобразования точечной модели резервуара (как первоначального результата лазерного сканирования) в трехмерную модель. Определено, что оптимизация процесса камеральной обработки возможна на этапе преобразования точечной модели поверхности резервуара в полигональную. При этом возникает задача максимального сокращения объема обрабатываемого массива данных без критического ущерба для конечного результата оценки напряженно-деформированного состояния.
По итогам выполненного моделирования сделаны следующие выводы: наиболее оптимальным размером равностороннего треугольника для полигональной аппроксимации поверхности стенки резервуара при переходе от точечной модели является высота 50–100 мм; результаты исследования могут быть использованы для назначения размеров аппроксимирующих элементов поверхности в других программных комплексах по обработке результатов лазерного сканирования и подготовке данных для расчета напряженно-деформированного состояния строительных конструкций.
Ключевые слова: вертикальный стальной резервуар, наземное лазерное сканирование, напряженно-деформированное состояние.
Для цитирования:
Оптимизация процесса камеральной обработки результатов наземного лазерного сканирования при оценке напряженно-деформированного состояния резервуаров / Г. Г. Васильев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 1. С. 32–39.
Список литературы:↓
[1] Наземное лазерное сканирование: монография / В. А. Середович [и др.]. Новосибирск : СГГА, 2009. 261 с.
[2] Игнатьева С. С., Комиссаров А. В. Состояние, проблемы и перспективы применения технологии наземного лазерного сканирования для обследования вертикальных стальных, шаровых и горизонтальных резервуаров нефти и газа // Интерэкспо Гео-Сибирь. 2017. Т. 9. № 2. С. 26–28.
[3] Васильев Г. Г., Леонович И. А., Сальников А. П. Применение наземного лазерного сканирования для оценки напряженно-деформированного состояния алюминиевых крыш резервуаров // Безопасность труда в промышленности. 2017. № 10. С. 11–17.
[4] Катрич А. Е., Баринова Т. А. Обработка данных наземного лазерного сканирования для получения 3D-моделей объектов : в сб.: «Научные достижения и открытия современной молодежи» / Сборник статей победителей международной научно-практической конференции: в 2-х частях. Пенза : Наука и просвещение, 2017. С. 1213–1215.
[5] О применении наземного лазерного сканирования в нефтегазовой отрасли / Г. Г. Васильев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014. № 4. С. 47–51.
[6] Анализ опыта применения трехмерного лазерного сканирования на объектах ОАО «АК «Транснефть» / Г. Г. Васильев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 2. С. 48–55.
[7] Горбань Н. Н., Васильев Г. Г., Сальников А. П. О необходимости учета фактической геометрической формы стенки резервуара при оценке его усталостной долговечности // Нефтяное хозяйство. 2018. № 8. С. 75–79.
[8] Лежнев М. А., Леонович И. А., Сальников А. П. О некоторых вопросах точности измерений при обследовании резервуаров // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И. М. Губкина. 2017. № 1. С. 78–87.
[9] Van Genechten B. Theory and practice on Terrestrial Laser Scanning: Training material based on practical applications. Santana Quintero M., Lerma J., editors. Universidad Politecnica de Valencia Editorial; 2008.
[10] Модель резервуара в среде ANSYS Workbench 14.5 / А. А. Тарасенко [и др.] // Фундаментальные исследования. 2013. № 10–15. C. 3404–3408.
|
|
40-45 |
Теория реометра ротационного типа для испытания полимерных добавок в турбулентном режиме
Н. Н. Голунов a
a Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина, 119991, Россия, Москва, Ленинский проспект, 65
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-1-40-45
Аннотация: Рассматривается один из аспектов технологии транспортировки нефти или нефтепродуктов по трубопроводу, основанный на использовании противотурбулентных добавок, изменяющих структуру пристеночной турбулентности и уменьшающих гидравлическое сопротивление перекачиваемой жидкости. Каждая из таких добавок требует предварительного тестирования, результаты которого необходимы для принятия решения об ее использовании. Тестирование добавок, как правило, выполняют на экспериментальных трубных стендах или на более компактных лабораторных приборах – реометрах (обычно ротационного типа). Настоящая статья касается правил переноса результатов измерений, полученных на реометрах, на промышленные условия. Утверждается, что результаты измерений, найденные в реометрах с коаксиальными цилиндрами, в принципе можно переносить на трубы, однако непосредственный перенос недопустим: степень уменьшения трения на стенке измерительного цилиндра (обычно неподвижного) в ротационном реометре не равна аналогичной степени уменьшения трения на внутренней поверхности трубопровода. Излагается теория турбулентного течения жидкости в зазоре между коаксиальными цилиндрами, из которой следует методика переноса лабораторных опытов на промышленные условия.
Ключевые слова: последовательная перекачка нефтепродуктов, противотурбулентные полимерные добавки, турбулентное течение в реометре, уменьшение коэффициента гидравлического сопротивления.
Для цитирования:
Голунов Н. Н. Теория реометра ротационного типа для испытания полимерных добавок в турбулентном режиме // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 1. С. 40–45.
Список литературы:↓
[1] Нанотехнологии для снижения гидравлического сопротивления трубопроводов / Р. Н. Бахтизин [и др.]. СПб. : Недра, 2018. 352 с.
[2] Лурье М. В. Теоретические основы трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. М. : Недра, 2017. 476 с.
[3] Кочин Н. Е., Кибель И. А., Розе Н. В. Теоретическая гидромеханика. Часть 2 / Под ред. И. А. Кибеля. 4-е изд., перераб. и доп. М. : Физматгиз, 1963. 728 с.
[4] Reichardt H. On the velocity distribution in a rectilinear turbulent Couette flow // Zeitschrift fur Angewandte Mathematik und Mechanik, Special Supplement. 1956. Р. 26–29.
[5] El Telbany M. M. M., Reynolds A. J. Velocity distribution in plane turbulent channel flows // J. Fluid Mech. 1980. Vol. 100. Issue 1. Р. 1–29.
[6] Robertson J. M., Johnson H. F. Turbulence structure in plane Couette flow // J. of Eng. Mech. Div. of the ASCE. 1970. Vol. 96. Issue 6. Р. 1171–1182.
[7] Лурье М. В., Подоба Н. А. Модификация теории Кармана для расчета сдвиговой турбулентности// Доклады Академии наук СССР. 1984. Т. 279. № 3. С. 570–575.
[8] Голунов Н. Н., Лурье М. В. Использование результатов стендовых испытаний малых противотурбулентных добавок для гидравлических расчетов промышленных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 4. С. 32–37.
|
|
46-55 |
Сохранение устойчивости глинистых отложений при сооружении подводных переходов методом наклонно-направленного бурения
А. Н. Сапсай a, З. З. Шарафутдинов b
a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, д. 4, стр. 2
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-1-46-55
Аннотация: Рассмотрено влияние глинистых грунтов, а именно свойств глины и особенностей ее разрушения при контакте с водой, на технологические процессы строительства подводных переходов магистральных трубопроводов методом наклонно-направленного бурения. Освещены вопросы разработки требований к параметрам, определяющим технологические свойства буровых растворов при сооружении подводных переходов. Сформулированы основные требования к составу соединений, входящих в буровой раствор для проводки скважин в глинистых отложениях. В основе рассматриваемых положений лежат представления о супрамолекулярном строении частиц глины, особенности поведения молекул воды при гидратации глины, заключающиеся в создании ими пространственных структур с различным уровнем полярности. Показано влияние природы растворения различных соединений на процессы гидратации глины, определены термодинамические критерии выбора химических реагентов для приготовления бурового раствора, способного удерживать глину в стабильном состоянии в процессе бурения скважины.
Ключевые слова: буровой раствор, наклонно-направленное бурение, подводный переход, технологические параметры бурового раствора, магистральный трубопровод.
Для цитирования:
Сапсай А. Н., Шарафутдинов З. З. Сохранение устойчивости глинистых отложений при сооружении подводных переходов методом наклонно-направленного бурения // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 1. C. 46–55.
Список литературы:↓
[1] Строительство переходов магистральных трубопроводов через естественные и искусственные препятствия / З. З. Шарафутдинов [и др.]. Новосибирск : Наука, 2013. 338 с.
[2] Управление устойчивостью несцементированных грунтов при строительстве подводных переходов магистральных трубопроводов методом наклонно-направленного бурения / Д. Р. Вафин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 5. C. 64–71.
[3] Шарафутдинов З. З., Чегодаев Ф. А., Шарафутдинова Р. З. Буровые и тампонажные растворы. Теория и практика : cправочник. СПб. : НПО «Профессионал», 2007. 416 с.
[4] Грунтоведение / В. Т. Трофимов [и др.]. 6-е изд., перераб. и доп. М. : Изд-во МГУ, 2005. 1024 с.
[5] Некрасов Б. В. Учебник общей химии. 4-е изд., перераб. М. : Химия, 1981. 560 с.
[6] Белоусов В. П., Панов М. Ю. Термодинамика водных растворов неэлектролитов. Л. : Химия, 198. 264 с.
[7] Стид Д. В., Этвуд Д. Л. Супрамолекулярная химия: в 2 т. М. : Академкнига, 2007.
[8] Лен Ж. М. Супрамолекулярная химия: концепция и перспективы. Новосибирск : Наука, 1998. 334 с.
[9] Применение нанотехнологий для стабилизации глинистых отложений при строительстве скважин / З. З. Шарафутдинов [и др.] //Бурение и нефть. 2008. № 12. С. 13–15.
[10] Стабилизация глинистых отложений на основе нанотехнологий. Буровые растворы / З. З. Шарафутдинов [и др.] // Бурение и нефть. 2009. № 1. С. 41–44.
[11] Физическая химия. Теоретическое и практическое руководство / Под ред. Б. П. Никольского. 2-е изд., перераб. и доп. Л. : Химия, 1987. 880 с.
[12] Кистер Э. Г. Химическая обработка буровых растворов. М. : Недра, 1972. 392 c.
|
|
Прочность, надежность и долговечность |
|
56-61 |
Моделирование процесса изготовления отводов холодного гнутья
Г. В. Нестеров a, А. А. Богач a, Д. А. Гаврилов a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-1-56-61
Аннотация: Для выполнения поворотов линейной части магистральных трубопроводов используется значительное количество отводов холодного гнутья. Такие отводы изготавливаются с помощью специальных трубогибочных станков путем набора требуемого угла изгиба за несколько единичных гибов. Ввиду ограниченной деформируемости металла в холодном состоянии и, следовательно, возможной потери устойчивости поперечного сечения трубы-заготовки и появления недопустимых изломов и гофров при гибке в нормативной документации регламентированы максимально допустимые значения углов изгиба отводов. В статье рассматриваются результаты компьютерного моделирования процесса изготовления отводов холодного гнутья, выполненного с целью определения потенциальной возможности изготовления отводов, углы изгиба которых больше по сравнению с регламентированными в стандартах. Моделирование проводилось для отводов, изготавливаемых из труб современного производства класса прочности К56, при этом учитывались параметры трубогибочного станка, широко используемого для изготовления отводов холодного гнутья, размеры рабочего инструмента, а также упруго-пластическое деформирование и упрочнение материала.
Ключевые слова: отводы холодного гнутья, трубы, угол изгиба, радиус изгиба, моделирование, трубогибочный станок.
Для цитирования:
Нестеров Г. В., Богач А. А., Гаврилов Д. А. Моделирование процесса изготовления отводов холодного гнутья // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 1. С. 56–61.
Список литературы:↓
[1] Станок для холодной гибки труб ГТ1022. Инструкция по эксплуатации ГТ1022.00.00.000 ИЭ. Кропоткин, 2014. 68 с.
[2] Гальперин А. И. Машины и оборудование для изготовления криволинейных участков трубопроводов. М. : Недра, 1983. 204 с.
[3] Simulation of cold bends by finite element method / M. Behbahanifard [et al.] // 2004 International Pipeline Conference Proceedings. Vol. 1, 2, and 3. P. 427–435.
[4] Sen M., Cheng R. Finite element analysis of cold bend pipes under bending loads // 2010 8th International Pipeline Conference. Vol. 4. P. 257–267.
[5] Басов К. А. ANSYS для конструкторов. М. : ДМК Пресс, 2009. 248 с.
[6] Каплун А. Б., Морозов Е. М., Олферьева М. А. ANSYS в руках инженера : практическое руководство. M. : Едиториал УРСС, 2003. 272 с.
[7] Lawrence K. L. ANSYS Tutorial: Structural & Thermal Analysis using the ANSYS Mechanical APDL. Release 13 Environment. Schroff Development Corporation, 2011. 624 p.
|
|
62-66 |
Оценка напряжений в днище резервуара по результатам измерения высотного положения точек днища
В. М. Варшицкий a, А. Е. Ефимов a, О. А. Козырев a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-1-62-66
Аннотация: В литературных источниках отсутствует описание результатов исследований подходов к оценке напряженного состояния днищ резервуаров на основе мониторинга планово-высотного положения точек днища. С целью оценки прочности металлоконструкций днищ резервуаров РВСПК-50000 и определения необходимости проведения мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации объектов разработана методика компьютерного моделирования напряженно-деформированного состояния металлоконструкций днищ резервуаров по результатам наблюдений за планово-высотным положением фундаментов. Измерение планово-высотного положения включало в себя нивелирование уторного шва и высотных отметок окрайки днищ, определение высотного положения днищ резервуаров при выполнении замеров глубины с поверхностей плавающих крыш по координатам точек промеров глубин на поверхностях плавающих крыш.
Для разработки геометрической модели проведена обработка данных замеров и составлен массив координат и перемещений. Далее создана геометрическая модель с учетом точек замеров и их координат. На основе геометрической модели разработана конечно-элементная модель днища резервуара, учитывающая полученные отклонения от проектного положения. Моделирование проведено в трехмерной оболочечной постановке с использованием конечных элементов высокого порядка точности.
Ключевые слова: резервуар, днище, расчет на прочность, несущая способность, планово-высотное положение, конечно-элементный расчет.
Для цитирования:
Варшицкий В. М., Ефимов А. Е., Козырев О. А. Оценка напряжений в днище резервуара по результатам измерения высотного положения точек днища // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 1. С. 62–66.
Список литературы:↓
[1] Березин В. Л., Шутов В. Е. Прочность, устойчивость резервуаров и трубопроводов. М. : Недра, 1973. 198 с.
[2] Горбунов-Посадов М. И., Маликова Т. А., Соломин В. И. Расчет конструкций на упругом основании. М. : Стройиздат, 1984. 680 с.
[3] Скорняков А. А., Файрушин А. М. Совершенствование конструкции уторного узла стального вертикального резервуара. Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014. № 2. С. 32–37.
[4] Исследование конструктивных элементов уторного шва резервуаров / А. А. Скорняков [и др.] // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2014. Т. 12. № 4. http://ngdelo.ru/files/old_ngdelo/2014/4/ngdelo-4-2014-p157-161.pdf (дата обращения: 12.11.2018).
[5] Сафарян М. К. Металлические резервуары и газгольдеры. М. : Недра, 1987. 200 с.
[6] Buckling of Steel Shells: European Design Recommendations. No. 125. 5th edition. J. M. Rotter, H. Schmidt, editors. Brussels : European Convention for Constructional Steelwork, 2008.
[7] Кучерявый В. И., Мильков С. Н. Расчет прочностной надежности стенки цилиндрического нефтерезервуара // Проблемы машиностроения и надежности машин. 2012. № 1. С. 118–121.
[8] Корецкая Н. А. Оценка несущей способности основания резервуара в условиях сейсмической опасности // Современные наукоемкие технологии. 2018. № 1. С. 22–26.
[9] Научно-технические, социально-экономические и правовые аспекты надежности транспорта нефти и нефтепродуктов / C. Г. Радионова [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 5. C. 72–77.
[10] Дорофеев В. А., Кузьмин В. А., Киреев В. А. Вычислительная технология определения напряженно-деформированного состояния конструкций вертикальных стальных резервуаров с использованием метода конечных элементов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2013. № 1. С. 94–100.
[11] Seismic vulnerability analysis of storage tanks for oil and gas industry / H. N. Phan [et al.] // Pipeline science and technology. 2018. Vol. 2. No. 1. Р. 55–65.
|
|
67-75 |
Oценка дефектов труб методом расчета по деформациям
Г. Плювинаж a
a Национальная школа инженеров Меца, Университет Лотарингии, 57078, Франция, Мец, 1 Pут Д'Арс Лакенкси
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-1-67-75
Аннотация: Метод расчета по деформациям является предпочтительным в случаях, когда нагрузки на трубопровод вызваны не внутренним давлением, а иными силами. Нагрузки могут быть обусловлены постоянной либо временной деформацией грунтового основания в результате сейсмической активности, нестабильностью склонов, вспучиванием грунта при промерзании, тепловым расширением и сжатием, оползнями, трубоукладочными работами и другими внешними воздействиями. Метод расчета по деформациям подходит в тех случаях, когда напряжения и деформации выходят за рамки предела пропорциональности и пиковые расчетные нагрузки снижаются при деформации материала. Если деформации и напряжения не пропорциональны, традиционные методы расчета по напряжениям становятся весьма чувствительными к деформационно-прочностным характеристикам материала, а также к любому запасу прочности. Расчет по деформациям позволяет избежать подобных проблем.
Методология расчета по деформациям разработана применительно к предельным состояниям: разрыв при растяжении (предельное состояние материала) и потеря устойчивости при сжатии (предельные состояния материала и эксплуатационных свойств).
В статье представлен обзор методов расчета по деформациям, а именно: предельная общая деформация как критерий оценки дефектов трубы; предельная локальная деформация как критерий оценки дефектов трубы; коэффициент интенсивности деформаций как критерий оценки дефектов трубы; коэффициент пластичности при надрезе; расчет по деформациям с применением J-интеграла; испытание на смещение раскрытия вершины трещины.
Ключевые слова: вязкое разрушение, метод расчета по деформациям, оценка дефекта труб, магистральный трубопровод, дефект, предельное состояние материала.
Для цитирования:
Плювинаж Г. Оценка дефектов труб методом расчета по деформациям // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 1. С. 67–75.
Список литературы:↓
[1] Denys R. Interaction between material properties, inspection accuracy and defect acceptance levels in strain based pipeline design. In: Safety, reliability and risks associated with water, oil and gas pipelines. Pluvinage G., Elwany M. H., editors. NATO Science for Peace and Security Series. Dordrecht: Springer; 2007. Р. 1–22.
[2] Gouair H., Azari Z., Cicliov D., Pluvinage. G. Ténacité d’un matériau ductile ; un modèle basé sur la distribution locale critique de la déformation. Matériaux et Techniques. 1995(12):7–12. (In French)
[3] Eiber R. J., Maxey W. A., Bert C. W., McClure G. M. Effects of dents on the failure characteristics of line pipe: final report to NG-18 Committee AGA. NG-18 Report No. 125. May 8, 1981. American Gas Association, 1981. 44 p.
[4] Jones D.G. The significance of mechanical damage in pipelines. 3R International. 1982; 21(7):347–354.
[5] Roovers P., Bood R., Galli M., Marewski U., Steiner M., Zarea M. EPRG methods for assessing the tolerance and resistance of pipelines to external damage. Pipeline Technology, Proceedings of the 3rd Int. Pipeline Technology Conference. Brugge (Belgium), May 21–24, 2000. Vol. 2. P. 405–425. Amsterdam: Elsevier Science; 2000.
[6] Escoe A. K. Piping and pipelines assessment guide. 1st ed. Elsevier, 2006.
[7] Orynyak I. V., Bogdan A. V, Rozgonyuk V. V. Ductile fracture model for a pipe with a dent. In: Denys R., editor. Proceedings of the 4th Int. conference on pipeline technology. Ostend (Belgium), May 9–13, 2004. Vol. 2. P. 949–960.
[8] Allouti M., Schmitt C., Pluvinage G., Gilgert J., Hariri S. Study of the influence of dent depth on the critical pressure of pipeline. Engineering Failure Analysis. 2012;21:40–51.
[9] Oyane M., Sato T., Okimoto K., Shima S. Criteria for ductile fracture and their application. Journal of Mechanical Working Technology. 1980;4:65–81.
[10] Allouti M., Schmitt C., Pluvinage G. Assessment of a gouge and dent defect in a pipeline by a combined criterion. Engineering Failure Analysis. 2014;36:1–13.
[11] Pluvinage G., Sapounov V. T. Fuite et rupture des tubes endommagés Toulouse: Cépaduès; 2004. 184 p. (In French)
[12] Randall P. N., Merkle J. G. Effects of crack size on grossstrain crack tolerance of A-533-B Steel. Journal of Engineering for Industry. 1972;94(3):935–941.
[13] Rice J. R. A path independent integral and approximate analysis of strain concentration by notches and cracks. Journal of Applied Mechanics. 1968;35(2):379–386.
[14] Turner C. E. The J-estimation curve, R-curve and tearing resistance concepts leading to a proposal for a J-based design curve against fracture. Fitness for purpose validation of welded constructions. Paper 17. Cambridge (UK): The Welding Institute; 1981.
[15] Pluvinage G., Lecointe Y., Montariol F. Application de la mécanique plastique des ruptures à la prévision de la taille de défaut critiques. Revue de Physique Appliquée. 1974;9(4):651–660. (In French)
|
|
76-81 |
Анализ механического поведения подземного трубопровода при грунтовых нагрузках
Цзе Чжан a, Цзинсюань Си a
a Юго-Западный нефтяной университет, 610500, Китай, Чэнду, провинция Сычуань, проспект Синьду, район Синьду
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-1-76-81
Аннотация: С целью изучения влияния грунтовой нагрузки на механическое поведение подземных трубопроводов создана трехмерная модель связи «трубопровод–грунт». Проанализирована зависимость напряжения, смещения и овальности сечения трубопровода от грунтовой нагрузки, внутреннего давления, модуля упругости грунта обратной засыпки и соотношения радиуса трубопровода к толщине его стенки. Результаты показывают, что вследствие нагрузки от грунта появляется область высокого напряжения в верхней части трубопровода, а его форма становится овальной. При увеличении грунтовой нагрузки по бокам трубопровода возникает явление концентрации напряжений. При уменьшении соотношения радиуса к толщине стенки способность трубопровода противостоять деформации повышается, а область напряжений в его верхней части сокращается. По мере увеличения модуля упругости грунта обратной засыпки перемещение участка трубопровода постепенно уменьшается. С увеличением внутреннего давления напряжение и деформация в верхней части трубопровода снижаются, а напряжение в нижней части возрастает. В зонах повышенной опасности следует применять защитные меры, устраняющие влияние негативных факторов на подземный трубопровод.
Ключевые слова: подземный трубопровод, грунтовая нагрузка, механическое поведение, повреждение трубопровода.
Для цитирования:
Чжан Ц., Си Ц. Анализ механического поведения подземного трубопровода при грунтовых нагрузках // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 1. С. 76–81.
Список литературы:↓
[1] Du X. L., Han J. Y., Li L. Y. Selection of shaking table test similarity relations for long-distance buried pipeline. Journal of Disaster Prevention and Mitigation Engineering, 2013;33(3): 246–252.
[2] Xiao C. Z., Wang J. Y., Yang A. K. Numerical simulation and mechanical performance analysis of buried pipes subjected to static load. Journal of Disaster Prevention and Mitigation Engineering, 2018;38(1):22–29.
[3] Gu Q. A. Study on vertical earth pressure of buried pipes and caverns. Chinese Journal of Geotechnical Engineering, 1981;3(1):3–15.
[4] Fu Y. J. Study on vertical soil pressure on the top of trenching conduit based on stiff foundation. Taiyuan University of Technology, 2007.
[5] Shuai J., Wang X. L., Ye Y. X. Stress analysis of pipeline subject to surface load. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science). 2009;33(2):99–103.
[6] Li J. P., Ding S. J. Influence of additional load caused by adjacent buildings on underground pipeline. Journal of Tongji University (Natural Science). 2004;32(12):1553–1557.
[7] Zhang T. Q., Wu X. G. Initial analysis of longitudinal stress in pipeline under vertical load. China Municipal Engineering. 2001(4):41–45.
[8] Zhang T. Q., Li X., Wu X. G. Analysis of longitudinal mechanical properties for pipeline during foundation uneven settlement. China Rural Water and Hydropower. 2003(7):46–48.
[9] Wu X. G., Zhang S. Q., Wang Z. M. Analysis on the key problem of the pipeline-soil coupling model under traffic loads. Bulletin of Science and Technology. 2006;22(2):231–236.
[10] Zhang J., Liang Z., Han C., Fang D., Zhang H., Yang X. Analysis on response of overhead oil and gas pipeline impacted by rock-fall. Journal of Safety Science and Technology. 2015(7):11–17.
[11] Li C. J., Ma S. F., Ji C. L. Study on influence to safety of buried pipelines caused by ground loads. Journal of Safety Science andTechnology. 2015;11(11):23–28.
|
|
Защита от коррозии |
|
82-91 |
Оценка опасности биокоррозии подземных стальных сооружений
Л. П. Худякова a, А. А. Шестаков a, И. Р. Фархетдинов a, А. В. Широков a
a Научно-технический центр трубопроводного транспорта ООО «НИИ Транснефть» (НТЦ ООО «НИИ Транснефть»), 450055, Россия, Уфа, проспект Октября, 144/3
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-1-82-91
Аннотация: Разработана методика оценки биокоррозионной агрессивности грунтов в зонах прокладки магистральных нефтепроводов, не требующая проведения длительных коррозионных испытаний. Оценка опасности биокоррозии грунта основана на комплексных коррозионных и микробиологических исследованиях.
Для проведения полевых и лабораторных исследований были выбраны наиболее характерные для России почвогрунты, являющиеся универсальными с точки зрения вариантов развития биокоррозионных повреждений: суглинки с высоким содержанием гумуса и глины, суглинки с низким содержанием гумуса и высоким содержанием песка, илистый болотный грунт. В процессе испытаний использовались образцы из стали 20, сопоставимой по коррозионной стойкости с трубными сталями.
Главным внешним фактором, влияющим на уровень биокоррозионной активности почв, является состав микробного консорциума (качественный и количественный). Формирование микробиоценозов зависит от состава и структуры грунта, его влажности и содержания органических и неорганических веществ в свободной форме, от температуры, влияющей на накопление органических веществ в верхних горизонтах почвы в летний период, уровня рН, обусловленного наличием минеральных веществ в растворимой форме. Из электрохимических показателей для оценки биокоррозионной активности информативно удельное электросопротивление грунта, характеризующее его влажность и минерализацию, которые влияют на развитие микробиоценоза.
Ключевые слова: биокоррозия, подземные трубопроводы, микробиоценоз, окислительно-восстановительный потенциал, удельное электросопротивление, коррозионная активность, сульфатвосстанавливающие бактерии, железобактерии, аэробы, микромицеты, коррозионные исследования, питательная среда.
Для цитирования:
Оценка опасности биокоррозии подземных стальных сооружений / Л. П. Худякова [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 1. С. 82–91.
Список литературы:↓
[1] Худякова Л. П. Биокоррозия как фактор в процессе разрушения подземных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 4. C. 444–455.
[2] Исследование биокоррозионной агрессивности грунтов / Л. П. Худякова [и др.] // Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса в год экологии в России : материалы VII Международной научной конференции (Уфа, 28–29 ноября 2017 г.). Уфа : РИЦ БашГУ, 2017. С. 54–56.
[3] Williams C. H. The chemical nature of sulphur compounds in soils. In : Sulphur in Australian Agriculture / edited by K. D. McLachlan. Sydney : Sydney University Press, 1975. P. 21–30.
[4] Booth G. H., Cooper A.W., Tiller A. K. Criteria of soil aggressiveness towards buried metals // Br. Corros. J. 1968. Vol. 2. P. 104–118.
[5] Hamilton W. A. Sulphate-reducing bacteria and anaerobic corrosion // Annual Review of Microbiology. 1985. Vol. 39. P. 195–217.
[6] Schaschl E. Elemental sulphur as a corrodent in deaerated, neutral solutions // Material Performance. 1980. V.19. No. 7. P. 9–12.
[7] Анисимов А. А., Фельдман М. С., Высоцкая Л. Б. Ферменты мицелиальных грибов как агрессивные метаболиты // Биоповреждения в промышленности : межвузовский сборник. Горький: ГГУ, 1985. С. 3–19.
[8] The main aspects of microbiological protection of underground oil-and-gas pipelines / M. S. Polutrenko [et al.] // Journal of Hydrocarbon Power Engineering. 2014. Vol. 1. Issue 1. P. 21–29.
[9] Jansen S., Gerritse J., Burgel M. van, Büchler M. Cathodic рrotection and MIC : effects of local electrochemistry. Conference Paper. Corrosion Conference and Expo (March 26–30, 2017, New Orleans, Louisiana). NACE International, 2017.
[10] Influence of Sulfate-Reducing Bacteria on the Corrosion Behavior of High Strength Steel EQ70 under Cathodic Polarization / F. Guan [et al.] // PLoS ONE. 2016. Vol. 11. Issue 9, e0162315.
[11] Liu T., Cheng Y. F. The influence of cathodic protection potential on the biofilm formation and corrosion behaviour of an X70 steel pipeline in sulfate reducing bacteria media // Journal of Alloys and Compounds. Vol. 729. P. 180–188.
[12] Баас-Бекинг Л. Т. M., Каплан И. Р., Мур Д. Пределы колебаний рН и окислительно-восстановительных потенциалов природных сред. В сб.: Геохимия литогенеза. М. : Изд-во иностр. лит-ры. 1963. С. 11–84.
[13] Nedwell D. B., Abram J. W. Relative influence of temperature and electron donor and electron acceptor concentrations on bacterial sulfate reduction in saltmarsh sediment // Microbial Ecology. 1979. V. 5. Issue 1. P. 67–72.
[14] Metwally A. I., El-Damaty A., Yani Y. G. Chemical changes accompanying waterlogging: 1. Effect of sulphate and organic matter // Acta Agronomica Academiae Scientiarum Hungaricae. 1978. V. 27. No. 1–2. P. 133–139.
[15] Gradnolino G., Tuovinen O. H. The role of sulfate reducing and sulfur oxidizing bacteria in the localized corrosion of iron-based alloys. A review // Intern. Biodeterioration. 1984. Vol. 20. P. 9–26.
[16] Agarry S. E., Salam K. Modeling the kinetics of microbiologically influenced corrosion of mild steel in soil environments // Thammasat Int. Journal of Science and Technology. 2016. Vol. 21. No. 4. P. 44–65.
|
|
Товарно-транспортные операции и метрологическое обеспечение |
|
92-97 |
Турбулентное течение нефти, нефтепродуктов и cжиженного природного газа с полимерными добавками
В. Н. Манжай a
a Институт химии нефти Сибирского отделения РАН, 634055, Россия, Томск, Академический проспект, 4
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-1-92-97
Аннотация: Одним из способов интенсификации перекачки нефти и нефтепродуктов по трубопроводам является введение в турбулентный поток углеводородных жидкостей нефтерастворимых полимеров в исчезающе малом количестве (1–10 ppm). К настоящему времени опубликовано большое количество работ, посвященных теоретическому обоснованию этого способа снижения энергетических затрат и его практической реализации на магистральных нефтепроводах. В данной работе представлены результаты, свидетельствующие о возможности использования полимеров также и для снижения гидродинамического сопротивления при перекачке сжиженного природного газа. Проведенными лабораторными экспериментами на турбулентном реометре установлено, что для достижения одинаковой величины эффекта снижения гидродинамического сопротивления при турбулентном течении различных фракций нефти в цилиндрическом канале требуется тем меньшее количество присадки, чем ниже средняя молекулярная масса перекачиваемой углеводородной смеси, то есть чем меньше плотность и вязкость жидкости. Самая малая концентрация полимера для достижения максимальной величины эффекта требуется при перекачке сжиженного природного газа, что свидетельствует об экономической перспективности трубопроводного транспорта газа, находящегося в жидком агрегатном состоянии.
Ключевые слова: нефть, керосин, бензин, сжиженный природный газ, полиизопрен, полигексен, гидродинамическое сопротивление, эффект Томса.
Для цитирования:
Манжай В. Н. Турбулентное течение нефти, нефтепродуктов и cжиженного природного газа с полимерными добавками // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 1. С. 92–97.
Список литературы:↓
[1] Toms B. A. Some observations on the flow of linear polymer solutions through straight tubes at large Reynolds numbers // Proceedings of the 1st International Congress on Rheology. 1949. Vol. 2. P. 135–141.
[2] Virk P. S. Drag reduction fundamentals // AIChE Journal. 1975. Vol. 21. No. 4. P. 625–656.
[3] Противотурбулентные присадки для снижения гидравлического сопротивления трубопроводов / М. М. Гареев [и др.]. СПб. : Недра, 2013. 228 с.
[4] Белоусов Ю. П. Противотурбулентные присадки для углеводородных жидкостей. Новосибирск : Наука, 1986. 144 с.
[5] Turbulent channel flow near maximum drag reduction: simulations, experiments and mechanisms / P. K. Ptasinski [et al.] // J. Fluid Mech. 2003. Vol. 490. Р. 251–291.
[6] Graham M. D. Drag reduction in turbulent flow of polymer solutions // Rheology Reviews. 2004. Р. 143–170.
[7] Drag reduction in transportation of hydrocarbon liquids: From fundamentals to engineering applications / G. V. Nesyn [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2018. Vol. 161. P. 715–725.
[8] Hamouda A. A. Polymer drag reducer mechanism in light of rheological and molecular behaviour in fluid streams // Annual transactions of the Nordic Rheology Society. 2007. Vol. 15. P. 205–216.
[9] Sher I., Hetsroni G. A mechanistic model of turbulent drag reduction by additives // Chemical Engineering Science. 2008. Vol. 63. Р. 1771–1778.
[10] Механизм действия, оценка эффективности и особенности получения полимерных антитурбулентных присадок для транспорта углеводородных жидкостей / Г. В. Несын [и др.] // Высокомолекулярные соединения. 2012. Т. 54. № 1. С. 65–72.
[11] Physico-chemical concept of drag reduction nature in dilute polymer solutions (the Toms effect) / V. N. Manzhai [et al.] // Chemical Engineering and Processing: Process Intensification. 2014. Vol. 80. P. 38–42.
[12] Манжай В. Н., Коновалов К. Б., Казарян М. А. Модель поведения макромолекул в турбулентном потоке и ее аналитические следствия // Краткие сообщения по физике ФИАН. 2017. Т. 44. № 12. С. 3–6.
[13] Burger E. D., Munk W. R., Wahl H. A. Flow increase in the Trans Alaska pipeline through use of a polymeric drag reducing additive // Journal of Petroleum Technology. Vol. 34. No. 2. 1982. P. 377–386.
[14] Гареев М. М., Несын Г. В., Манжай В. Н. Результаты ввода в поток нефти присадки для снижения гидравлического сопротивления // Нефтяное хозяйство. 1992. № 10. С. 30–31.
[15] Несын Г. В., Манжай В. Н., Илюшников А. В. Промышленный синтез и оценка гидродинамической эффективности потенциальных агентов снижения сопротивления в нефтепроводах // Инженерно-физический журнал. 2003. Т. 76. № 3. С. 142–146.
[16] Исследование противотурбулентной эффективности высших полиолефинов и тройных сополимеров олефинов / В. Н. Манжай [и др.] // Журнал прикладной химии. 2004. Т. 77. № 3. С. 456–460.
[17] Лабораторные исследования и промышленные испытания полимерной добавки для снижения энергетических затрат на магистральном нефтепроводе / В. Н. Манжай [и др.] // Инженерно-физический журнал. 1993. Т. 65. № 5. С. 515–517.
[18] Нанотехнологии для снижения гидравлического сопротивления трубопроводов / Р. Н. Бахтизин [и др.]. СПб. : Недра, 2018. 352 с.
[19] Способ получения антитурбулентной присадки суспензионного типа : патент 2443720 РФ / Г. В. Несын, В. С. Станкевич, Ю. В. Сулейманова, С. С. Шелудченко, С. М. Еремкин, Ю. М. Казаков. № 2010146020/04 ; заявл. 11.11.2010 ; опубл. 27.02.2012, Бюл. № 6.
[20] Method for producing a suspension-type drag reducing additive for hydrocarbon liquids : Patent 9074024 B2 US / G. V. Nesyn, A. M. Shiryaev, M. I. Valiev, A. N. Chentsov, V. I. Fedota, Y. V. Lisin. Рubl. 07.07.2015.
[21] Снижение гидродинамического сопротивления углеводородных жидкостей: теоретические и практические аспекты / Г. В. Несын [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 3. С. 309–325.
[22] Факторы, влияющие на эффективность противотурбулентных присадок в дизельном топливе / М. И. Валиев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 2. С. 224–231.
|
|
Экономика и управление |
|
99-105 |
Целеполагание, устойчивость и построение структур систем нефтепродуктообеспечения
А. А. Безродный a, В. Цзинь b, А. М. Короленок b
a ПАО «ЛУКОЙЛ», 101000, Россия, Москва, Сретенский бульвар, 11
b Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина, 119991, Россия, Москва, Ленинский проспект, 65
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-1-99-105
Аннотация: Цели и предназначение сложных систем, их устойчивость и управляемость во многом определяются средой функционирования. При многообразии моделей и методов совершенствования систем нефтепродуктообеспечения для достижения наилучшего результата целесообразна разработка обобщенного алгоритма их построения и развития, один из вариантов которого и представлен в данной работе. В качестве научной основы используются теоретико-множественное представление структур сложных систем, которое применяется к рассматриваемой предметной области, и ранее разработанная методология рационального построения и непрерывного совершенствования структур сетей автозаправочных станций и эффективного автоматизированного управления процессами и объектами в данных системах.
Ключевые слова: системный анализ, управление, эффективность, устойчивость, сложная система, АЗС, нефтепродуктообеспечение.
Для цитирования:
Безродный А. А., Цзинь В., Короленок А. М. Целеполагание, устойчивость и построение структур систем нефтепродуктообеспечения // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 1. С. 99–105.
Список литературы:↓
[1] Системный анализ и принятие решений: словарь-справочник / под ред. В. Н. Волковой, В. Н. Козлова. М. : Высшая школа, 2004. 616 с.
[2] Давлетьяров Ф. А., Зоря Е. И., Цагарели Д. В. Нефтепродуктообеспечение. М. : Математика, 1998. 662 с.
[3] Безродный А. А. Системный причинно-следственный подход к управлению предприятиями НПО. Саарбрюкен : LAP LAMBERT Academic Publ., 2017. 328 c.
[4] Трапезников В. А. Управление и научно-технический прогресс. М. : Наука, 1983. 224 с.
[5] Мескон М., Альберт М., Хедоури Ф. Основы менеджмента. М. : Дело, 1993. 702 с.
[6] Основы ресурсосбережения при обороте углеводородов : учебник / Е. И. Зоря [и др.]. М. : Макс Пресс, 2018. 636 с.
[7] Цвиркун А. Д. Основы синтеза сложных систем. М. : Наука, 1975. 432 с.
[8] АСФ: презентация новых технологий системного анализа / О. Б. Уткин [и др.] // Нефть, газ и бизнес. 2000. № 6. С. 28–32.
[9] Глушков В. М. Введение в АСУ. Киев : Технiка, 1974. 320 с.
[10] Безродный А. А., Иващенко В. А., Резчиков А. Ф. Оптимизация структур управления системами НПО // Мехатроника, автоматизация, управление. 2005. № 3. С. 42–49.
[11] Безродный А. А. Модели и методы синтеза сложных многоконтурных систем обеспечения нефтепродуктами // Информационные системы и технологии. 2011. № 4. С. 47–57.
|
|
Развитие отрасли |
|
107-117 |
Развитие мировой системы нефтепроводного транспорта
Р. Н. Бахтизин a, Б. Н. Мастобаев a, А. Е. Сощенко b, О. А. Макаренко a
a Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, Республика Башкортостан, Уфа, ул. Космонавтов, д. 1
b ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, д. 4, стр. 2
Аннотация: Опубликованы отрывки из книги, в которых рассказывается о начале становления системы трубопроводного транспорта в России. Представлена история создания первого нефтепровода и первого магистрального трубопровода. Отмечены инженерные и научные решения В. Г. Шухова, показан его вклад в развитие отрасли.
|
