|
Проектирование, строительство и эксплуатация |
248-255 |
Приближенная теория дискового реометра для тестирования малых противотурбулентных добавок
Н. Н. Голунов a, М. В. Лурье a
a Российский государственный университет (РГУ) нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина, 119991, Россия, Москва, Ленинский проспект, 65
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-248-255
Аннотация: Рассматривается вопрос о тестировании малых противотурбулентных добавок в ротационном реометре с вращающимся диском. При достаточно большой скорости вращения диска внутри неподвижного кожуха, заполненного жидкостью, течение турбулизуется, причем в рабочем зазоре реометра возникает сдвиговое турбулентное течение. Добавляя к жидкости противотурбулентную добавку в той или иной концентрации, можно оценить, как она влияет на уменьшение гидравлического сопротивления вращению диска. Но поскольку турбулентное течение жидкости в зазоре реометра не является подобным течению жидкости в трубопроводе, для которого предназначена испытуемая добавка, то возникает вопрос о том, как переносить результаты, получаемые в реометре, на течение жидкости в трубопроводе. Предлагается использовать результаты тестирования противотурбулентной добавки в дисковом реометре для определения некоторого инвариантного коэффициента, входящего в краевое условие теории турбулентности Т. Кармана. Показано, как рассчитать момент сил трения на вращающемся диске, как по уменьшению этого момента найти искомый инвариантный коэффициент и с его помощью вычислить коэффициент гидравлического сопротивления в трубопроводе.
Ключевые слова: турбулентное течение, противотурбулентная добавка, гидравлическое сопротивление, коэффициент трения, универсальный закон трения, тестирование добавки, дисковый реометр, интерпретация результатов тестирования.
Для цитирования:
Голунов Н. Н., Лурье М. В. Приближенная теория дискового реометра для тестирования малых противотурбулентных добавок // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 248–255.
Список литературы:↓
[1] Нанотехнологии для снижения гидравлического сопротивления трубопроводов / Р. Н. Бахтизин [и др.]. CПб. : Недра, 2018. 352 с.
[2] Муратова В. И. Оценка влияния противотурбулентных присадок на гидравлическую эффективность нефтепродуктопроводов : дисс. … канд. техн. наук. Уфа : УГНТУ, 2014.
[3] Ерошкина И. И. Повышение пропускной способности магистральных нефтепродуктопроводов на основе применения противотурбулентных присадок : дисс. … канд. техн. наук. М. : РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2003. 146 с.
[4] Челинцев Н. С. Исследование особенностей трубопроводного транспорта дизельных топлив с противотурбулентной добавкой : дисс. … канд. техн. наук. М. : РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2011. 139 с.
[5] Reichardt H. On the velocity distribution in a rectilinear turbulent coette flow. Zeitschrift fur Angewandte Mathematik und Mechanik. Special Supplement, 1956. P. 26−29.
[6] Robertson J. M., Johnson H. F. Turbulence structure in plane Couette flow // Journal of the Engineering Mechanics Division. 1970. Vol. 96. P. 1171−1182.
[7] Telbany M. M. M., Reynolds A. J. Velocity distribution in plane turbulent channel flows // Journal of Fluid Mechanics. 1980. Vol. 100. P. 1−29.
[8] Telbany M. M. M., Reynolds A. J. Turbulence in plane channel flows // Journal of Fluid Mechanics. 1981. Vol. 111. P. 283−318.
[9] 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. 40–45.
[10] Лурье М. В., Подоба Н. А. Модификация теории Кармана для расчета сдвиговой турбулентности // Доклады Академии наук СССР. 1984. Т. 279. № 3. С. 570–575.
[11] Голунов Н. Н., Лурье М. В. Интерпретация результатов тестирования малых противотурбулентных добавок в ротационных приборах // Территория Нефтегаз. 2018. № 6. С. 84–90.
[12] Лурье М. В. Теоретические основы трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. М. : Недра, 2017. 478 с.
|
|
256-265 |
Перспективы применения противотурбулентной присадки для снижения энергозатрат тепловых станций при «горячей» перекачке
В. В. Жолобов a, С. В. Синельников a, А. И. Игнатенкова a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-256-265
Аннотация:
Введение. Полимерные добавки не только оказывают влияние на эффект Томса, но и в значительной степени проявляют себя как агенты снижения теплоотдачи в турбулентных течениях раствора. В связи c этим актуально построение математической модели, предназначенной для прогнозных расчетов тепловой энергоэффективности противотурбулентной присадки (ПТП) при «горячей» перекачке и позволяющей проводить оценку экономической целесообразности применения полимерных присадок в целях оптимизации режимов работы тепловых станций или пунктов подогрева.
Методы. На основе положений полуэмпирической теории турбулентности Прандтля сформулирована общая математическая модель, граничные условия в которой имитируют наличие ПТП (условие проскальзывания и несовершенство теплового контакта на стенке). Показана возможность использования гидравлического приближения и решения В. И. Черникина совместно с экспериментальными зависимостями для гидравлической эффективности.
Результаты. Предложена упрощенная процедура прогноза максимально возможной тепловой эффективности ПТП. Для этого разработан алгоритм предварительной «экспресс-оценки» максимального «теплового» эффекта и целесообразности применения ПТП в конкретных условиях.
Обсуждение. Сформулированы условия экономической целесообразности применения ПТП в целях повышения энергоэффективности работы тепловых станций. Выведена замкнутая система соотношений для расчета максимально возможного вклада ПТП в снижение полного коэффициента теплоотдачи и, как следствие, в снижение потребляемой мощности на тепловых станциях. Получено простое условие для «экономической экспресс-оценки» «теплового» эффекта от ввода присадки.
Выводы. Применение ПТП с целью повышения энергоэффективности тепловых станций экономически целесообразно только в случае электроподогрева нефти.
Ключевые слова: полимерная присадка, снижение теплоотдачи, тепловая энергоэффективность противотурбулентных присадок, экономическая целесообразность.
Для цитирования:
Жолобов В. В., Синельников С. В., Игнатенкова А. И. Перспективы применения противотурбулентной присадки для снижения энергозатрат тепловых станций при «горячей» перекачке // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 256–265.
Список литературы:↓
[1] Гаррис Н. А., Гаррис Ю. О., Глушков А. А. Построение динамической характеристики магистрального трубопровода (модель вязкопластичной жидкости) // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2004. № 1. http://www.ogbus.ru/authors/Garris/Garris_4.pdf (дата обращения: 30.01.2019).
[2] Юдин П. Е. Анализ причин разрушения внутренних антикоррозийных покрытий нефтепроводных и насосно-компрессорных труб // Вестник Cамарского государственноготехнического университета. Серия «Технические науки». 2014. № 1. С. 85–92.
[3] Мустафин Ф. М. Обзор методов защиты трубопроводов от коррозии изоляционными покрытиями // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2003. № 1. http://www.ogbus.ru (дата обращения: 04.02.2019).
[4] Агапкин В. М., Кривошеин Б. Л. Применение тепловой изоляции при транспорте и хранении нефти и нефтепродуктов. М. : ВНИИОЭНГ, 1978. 60 с.
[5] Теплообмен при трубопроводном транспорте нефти и газа / Е. О. Антонова [и др.]. СПб. : Недра, 1999. 228 с.
[6] Тугунов П. И. Тепловая изоляция нефтепродуктопроводов и резервуаров. М. : Недра, 1985. 152 с.
[7] Wang Y., Yu B., Zakin J. L., Shi H. Review on drag reduction and its heat transfer by additives // Advances in Mechanical Engineering. 2011. Vol. 3. P. 1–17.
[8] Гидравлическое сопротивление и тепломассообмен в однофазных и многофазных потоках в трубопроводах при добыче и транспорте углеводородного сырья при использовании противотурбулентных присадок / Р. Г. Шагиев [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. №. 2. С. 170–181.
[9] Научное сопровождение опытно-промышленных испытаний эффективности применения противотурбулентных присадок на нефтепроводе Атырау–Самара. Отчет технический, договор № US 4/2000. Рук. Ш. И. Рахматуллин. Уфа : ИПТЭР, 2000.
[10] Трубопроводный транспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей / Б. Т. Жумагулов [и др.]. Алматы : Гылым, 2002. 140 c.
[11] Применение противотурбулентной присадки FLO-XL при транспорте западноказахстанской нефти по нефтепроводу Узень–Атырау–Самара / Б. К. Саяхов [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2003. № 7. С. 114–116.
[12] Оптимизация технологии применения противотурбулентной присадки FLO-XL™ на казахстанском участке нефтепровода Узень–Атырау–Самара / А. Г. Гумеров [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2005. № 65. С. 5–26.
[13] Алдыяров Т. К. Разработка перспективных технологий транспортировки казахстанских нефтей с аномальными свойствами по магистральным нефтепроводам: дисс. … канд. техн. наук. Уфа : ИПТЭР, 2005. 181 с.
[14] Пшенин В. В. Обоснование оптимальных режимов перекачки высоковязких нефтей с предварительным подогревом с учетом характеристики центробежных насосов: дисс. … канд. техн. наук. Санкт-Петербург, 2012. 138 с.
[15] Агапкин В. М., Кривошеин Б. Л., Юфин В. А. Тепловой и гидравлический расчеты трубопроводов для нефти и нефтепродуктов. М. : Недра, 1981. 256 с.
[16] Гаррис Н. А., Филатова А. Н. Определение оптимальных режимов работы недогруженных неизотермических трубопроводов // Проблемы ресурсосбережения в народном хозяйстве: cб. науч. статей. Вып. 1. С. 156–158. Уфа: Башкирская энциклопедия, 2000.
[17] Navier C. L. M. H. Mémoire sur les lois du mouvement des fluides // Mémoires de l’Académie des sciences de l’Institut de France. 1827. Tome. 6. P. 389–440. https://fr.wikisource.org/wiki/M%C3%A9moire_sur_les_lois_du_mouvement_des_fluides (дата обращения: 04.02.2019).
[18] Кузьмин М. Ю. О краевых задачах некоторых моделей гидродинамики с условиями проскальзывания на границе: дисс. … канд. физ.-мат. наук. 2007. 106 с.
[19] Гольдштейн С. Заметка об условиях на поверхности соприкосновения жидкости с твердым телом. В кн.: Современное состояние гидроаэродинамики вязкой жидкости: в 2 т. Т. 2. С. 356–361. М. : Государственное издательство иностранной литературы, 1948. http://gidropraktikum.narod.ru/goldstein.pdf (дата обращения: 04.02.2019).
[20] Прандтль Л. Гидроаэромеханика. Москва–Ижевск : Регулярная и хаотическая динамика, 2002. 572 c.
[21] Громека И. С. К теории движения жидкости в узких цилиндрических трубках. В кн.: Громека И. С. Собрание сочинений. М. : АН СССР, 1952. С. 149–171.
[22] Гамзаев Х. М. Численный метод идентификации гидравлической характеристики трубопровода для турбулентного потока вязких жидкостей // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 2. С. 137–143.
[23] Гамзаев Х. М. Об одном численном методе определения гидравлической характеристики трубопровода // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2013. № 2. С. 33–35.
[24] Черникин В. И. Перекачка вязких и застывающих нефтей. М. : Гостоптехиздат, 1958. 164 с.
[25] Применение противотурбулентных присадок на «горячих» нефтепроводах / В. В. Жолобов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 5. С. 496–509.
[26] Особенности работы магистрального нефтепровода с применением противотурбулентной присадки / А. И. Гольянов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2013. № 2. С. 36–47.
[27] Прохоров А. Д., Челинцев С. Н., Черникин А. В. О коэффициенте гидравлического сопротивления магистральных нефтепродуктопроводов при перекачке дизельного топлива, обработанного противотурбулентной присадкой // Транспорт и хранение нефтепродуктов. М. : ЦНИИТЭнефтехим, 1999. Вып. 12. С. 4–6.
[28] Черникин В. А., Черникин А. В. Обобщенная формула для расчета коэффициента гидравлического сопротивления магистральных трубопроводов для светлых нефтепродуктов и маловязких нефтей // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012. № 4. С. 64–66.
[29] Aguilar G., Gasljevic K., Matthys E. F. Asymptotes of maximum friction and heat transfer reductions for drag-reducing surfactant solutions // International Journal of Heat and Mass Transfer. 2001. № 44. P. 2835–2843.
[30] Семин С. Л., Федоров П. В. Оптимизация технологических режимов магистрального трубопровода в условиях работы пунктов подогрева нефти и применения противотурбулентных присадок // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 6. С. 650–655.
[31] Трубопроводный транспорт нефти : учебник для вузов в 2 т. / Под ред. С. М. Вайнштока. М. : Недра-Бизнесцентр, 2002. Т. 1. С. 237–240.
[32] Белоусов Ю. П. Противотурбулентные присадки для углеводородных жидкостей. Новосибирск : Наука, 1986. 144 с.
|
|
266-272 |
Информационно-аналитический комплекс мониторинга минимальных расстояний от трубопроводов до промышленных и гражданских объектов
В. А. Короленок a
a Научно-образовательный центр «Энергосберегающие технологии и техническая диагностика» Российского государственного университета (РГУ) нефти и газа (национального исследовательского университета) имени И. М. Губкина, 119991, Россия, Москва, Ленинский проспект, 65
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-266-272
Аннотация: Проанализирована интерактивная система мониторинга минимальных расстояний от трубопроводов до промышленных и гражданских объектов. Разработка системы проводилась в соответствии с современными подходами к проектированию интерфейса пользователя промышленных интеллектуальных комплексов. Применительно к настоящей работе это означало адаптацию интерфейса пользователя к особенностям восприятия специалиста по предметной области. Показано, что интерактивная система включает в себя программный сервис пополнения и управления взаимосвязанными базами данных. Описаны возможности мониторинга технологических показателей эксплуатации трубопроводов, позволяющие представить всю совокупность исходных данных и результатов выполненных расчетов как упорядоченное множество характеристик вероятностных процессов, служащих математическими описаниями реальных процессов, протекающих при эксплуатации трубопровода. Статистический анализ указанных вероятностных процессов дает результаты, имеющие существенное прикладное значение для разработки и улучшения существующих норм, устанавливающих требования к проектированию трубопроводов.
Ключевые слова: мониторинг, промышленные объекты, гражданские объекты, база данных, интерактивная система анализа, проектирование трубопроводов, строительство трубопроводов.
Для цитирования:
Короленок В. А. Информационно-аналитический комплекс мониторинга минимальных расстояний от трубопроводов до промышленных и гражданских объектов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 266–272.
Список литературы:↓
[1] Степин Ю. П. Компьютерная поддержка формирования, многокритериального ранжирования и оптимизации управленческих решений в нефтегазовой отрасли : учебное пособие. М. : Недра, 2016. 420 с.
[2] Бурков П. В., Буркова С.П. Компьютерное моделирование технологий в нефтегазовом деле : учебное пособие. Томск : Издательство Томского политехнического университета, 2012. 144 с.
[3] Гаврилов М. В., Климов В. А. Информатика и информационные технологии : учебное пособие. 4-е изд., перераб. и доп. М. : Юрайт, 2017. 384 с.
[4] Трахтенгерц Э. А., Степин Ю. П., Андреев А. Ф. Компьютерные методы поддержки принятия управленческих решений в нефтегазовой промышленности. М. : Синтег, 2005. 582 с.
[5] Башлыков А. А. Методы поиска решений в интеллектуальных системах управления объектами транспорта нефти, базирующиеся на формализме когнитивных карт // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2016. № 6. С. 14–21.
[6] Башлыков А. А. Когнитивные базы знаний систем образного представления информации для оперативной интеллектуальной поддержки принятия решений // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2017. № 3. С. 15–25.
[7] Тарасик В. П. Математическое моделирование технических систем : учебник. М.: Инфра-М, 2016. 592 с.
[8] Рейзлин В. И. Математическое моделирование. 2-е изд., перераб. и доп. М. : Юрайт, 2018. 126 с.
[9] Безруков А. И., Алексенцева О. Н. Математическое и имитационное моделирование : учебное пособие. М. : Инфра-М, 2017. 228 с.
[10] Плохотников К. Э. Математическое моделирование и вычислительный эксперимент. Методология и практика. М. : Издательская группа URSS, 2003. 280 с.
[11] Квалиметрический мониторинг строительных объектов / В. М. Маругин [и др.] ; под ред. В. М. Маругина и Г. Г. Азгальдова. СПб. : Политехника, 2010. 344 с.
[12] Джонсон Б., Скибо К., Янг М. Основы Microsoft Visual Studio .NET 2003 ; [Пер. с англ. А. Г. Королев, К. А. Меньшов]. М. : Русская редакция, 2003. 440 с.
[13] Скляров В. А. Язык С++ и объектно-ориентированное программирование : справочное пособие. Минск : Высшая школа, 1997. 482 с.
[14] Рыжиков Ю. И. Современный Фортран : учебник. СПб. : Корона-Принт, 2009. 288 с.
[15] Голицына О. Л., Партыка Т. Л., Попов И. И. Программное обеспечение : учебное пособие. 4-е изд., перераб. и доп. М. : Форум : Инфра-М, 2013. 448 с.
[16] Тидвелл Д. Разработка пользовательских интерфейсов ; пер. с англ. Е. Шикарева. СПб. : Питер, 2008. 416 с.
[17] Баум К. Ф., Пеникас Г. И., Айвазян С. А. Эконометрика. Применение пакета Stata : учебное пособие. М. : Юрайт, 2016. 352 с.
[18] Короленок А. М. Диалоговая система для анализа безопасных расстояний от газопровода до других объектов // Нефтяное хозяйство. 1997. № 2. C. 36–38.
[19] Короленок A. M. Методология прогнозирования капитального ремонта магистральных газопроводов : учебное пособие. М. : ИРЦ Газпром, 2004. 310 с.
|
|
273-277 |
Построение двухсетчатой купольной крыши резервуара
М. Г. Каравайченко a, С. Р. Абдрафикова a
a Уфимский государственный нефтяной технический университет, ул. Космонавтов, 1, 450062, Уфа, Россия
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-273-277
Аннотация: Односетчатые алюминиевые купольные крыши резервуаров имеют недостаточные устойчивость и прочность в случаях больших диаметров резервуаров и значительных снеговых нагрузок. С целью повышения надежности и жесткости купольной крыши резервуаров диаметром более 60 м, а также резервуаров, расположенных в районах, где на них воздействует повышенная снеговая нагрузка, авторы предлагают двухсетчатую купольную крышу. В статье рассмотрена методика построения двухсетчатой купольной крыши вертикального цилиндрического резервуара диаметром 60,7 м и объемом 50 000 м3. Представлен алгоритм для расчета координат узлов и размеров связей двухсетчатой крыши резервуара. Разрезка поверхности купольной крыши по данной методике позволяет получить широтные связи в каждом поясе одного типоразмера. Рассмотренные результаты могут быть использованы при проектировании вертикальных стальных резервуаров для хранения нефти вместимостью 50 000 м3 и более.
Ключевые слова: резервуар вертикальный стальной, крыша резервуара, купольная двухсетчатая крыша, разрезка поверхности купола, координаты узлов, размеры связей.
Для цитирования:
Каравайченко М. Г., Абдрафикова С. Р. Построение двухсетчатой купольной крыши резервуара // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 273–277.
Список литературы:↓
[1] Павлов Г. Н. Автоматизация архитектурно-строительного проектирования геодезических куполов и оболочек : дисс. … д-ра техн. наук. Нижний Новгород, 2007. 272 с.
[2] Каравайченко М. Г., Кутеминский С. А. Методика расчета координат узлов сетчатой купольной крыши резервуара // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2017. № 3. C. 5–7.
[3] Порываев И. А., Сафиуллин М. Н., Семенов А. А. Исследования ветровой и снеговой нагрузок на покрытия вертикальных цилиндрических резервуаров // Инженерно-строительный журнал. 2012. № 5. C. 12–22.
[4] Мосягин Д. Л., Голованов В. А., Ильин Е. Г. Фактические несовершенства формы поверхности купольных покрытий резервуаров объемом 50 000 м 3 // Промышленное и гражданское строительство. 2011. № 6 (июнь). С. 30–32.
[5] Ильин Е. Г., Востров В. К. Снеговые нагрузки и конструктивные параметры сферических алюминиевых крыш для вертикальных цилиндрических стальных и железобетонных резервуаров // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011. № 1. С. 27–31.
[6] Каравайченко М. Г., Окаб А. К. Оптимизация конструктивной схемы двухслойной купольной крыши для резервуаров вертикальных стальных. Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2015. № 2. С. 191–205.
|
|
278-283 |
Показатели надежности технологических ресурсов при строительстве и ремонте нефтегазовых объектов
И. В. Гладков a, А. М. Короленок a
a Российский государственный университет (РГУ) нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина, 119991, Россия, Москва, Ленинский проспект, 65
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-278-283
Аннотация: Снижение затрат на ремонтно-техническое обслуживание газонефтепроводов является задачей первостепенной важности. Одним из главных вопросов в процессе ее решения надо считать оценку состояния материально-технической базы предприятий, выполняющих ремонт. В статье рассматриваются вопросы надежности технологических ресурсов при строительстве и ремонте нефтегазовых объектов. Выделены четыре основных состояния, характерных для технологического ресурса в различное время его эксплуатации: рабочее, пребывание в ненагруженном резерве, профилактика или плановый ремонт, аварийное. Предложены и определены показатели, характеризующие надежность технологических ресурсов: параметр потока отказов, среднее время восстановления, вероятность пребывания технологического ресурса в аварийном состоянии, коэффициент готовности технологического ресурса, коэффициент технического использования. Отмечено, что наиболее полными характеристиками надежности технологического ресурса являются функции распределения указанных величин. Сделан вывод, что для достижения допустимой в практических расчетах точности оценки показателей надежности технологических ресурсов требуется большой объем статистических данных, который может быть получен только при массовом обследовании почти всего парка эксплуатируемых машин и механизмов нефтегазовых компаний.
Ключевые слова: комплекс машин, технологические ресурсы, техническое обслуживание, надежность, вероятность состояния, трубопровод.
Для цитирования:
Гладков И. В., Короленок А. М. Показатели надежности технологических ресурсов при строительстве и ремонте нефтегазовых объектов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 278–283.
Список литературы:↓
[1] Лисин И. Ю., Субботин В. А., Короленок А. М. Системный анализ закономерностей формирования и эксплуатации парка машин для ремонта магистральных трубопроводов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 6. С. 114–118.
[2] Колотилов Ю. В., Короленок А. М., Китаев С. В. Совершенствование системы управления качеством ремонта магистральных трубопроводов с учетом представления информации в функционально-аналитическом виде // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2017. № 4. С. 98–104.
[3] Гладков И. В., Короленок А. М. Проблемы равномерного распределения технологических ресурсов при ремонте магистральных трубопроводов // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2017. № 6. С. 45–48.
[4] Комаров Д. Н., Короленок А. М. Регулирование по критическим параметрам распределения ресурсов при строительстве и ремонте нефтегазовых объектов / Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт : научно-технический сборник. 2004. Т. 2. С. 83–92.
[5] Комаров Д. Н., Короленок A. M. Задачи распределения ресурсов при строительстве и ремонте нефтегазовых объектов / Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт : научно-технический сборник. 2004. Т. 1. С. 82–89.
[6] Гнеденко Б. В., Беляев Ю. К, Соловьев А. Д. Математические методы в теории надежности. М. : Наука, 1965. 524 с.
|
|
Прочность, надежность и долговечность |
|
284-294 |
Определение напряженно-деформированного состояния участка трубопровода под давлением по результатам измерения коэрцитивной силы
Р. В. Агиней a, Р. Р. Исламов b, Э. А. Мамедова c
a АО «Гипрогазцентр», 603005, Россия, Нижний Новгород, ул. Алексеевская, 26
b АО «Транснефть – Север»,169300, Россия, Ухта, пр. А. И. Зерюнова, 2/1
с ООО «Газпром проектирование», Нижегородский филиал, 603005, Россия, Нижний Новгород, ул. Алексеевская, 26
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-284-294
Аннотация: Представлены результаты экспериментального исследования изменения коэрцитивной силы металла трубного объекта, подверженного одновременному силовому воздействию внутреннего давления среды и изгибу. Исследования проводились на испытательном стенде, максимально приближенном к реальному трубопроводу. Получены зависимости изменения коэрцитивной силы, измеренной в продольном направлении, от величины продольных напряжений, вызванных действием поперечного изгиба и внутреннего давления. Приведены выражения для нахождения сжимающих и растягивающих напряжений в стенке действующего трубопровода по коэрцитивной силе металла стенки трубы. Предложены методика и алгоритм определения напряженно-деформированного состояния участка трубопровода на основе результатов измерений коэрцитивной силы металла. Проведена верификация разработанного алгоритма для участка трубопровода, находящегося под давлением рабочей среды, и для трубопровода, не испытывающего действия внутреннего давления. Относительная погрешность между расчетными значениями продольных напряжений и значениями напряжений, найденных в результате стендовых испытаний, не превышает 7 %, что позволяет сделать вывод о применимости разработанного подхода для оценки напряжений в стенках действующего трубопровода.
Ключевые слова: трубопровод, напряженно-деформированное состояние, деформации, коэрцитивная сила, внутреннее давление, поперечный изгиб.
Для цитирования:
Агиней Р. В., Исламов Р. Р., Мамедова Э. А. Определение напряженно-деформированного состояния участка трубопровода под давлением по результатам измерения коэрцитивной силы // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 284–294.
Список литературы:↓
[1] Исламов Р. Р., Фридлянд Я. М., Агиней Р. В. Ретроспективный анализ причин отказов на магистральных нефтегазопроводах, работающих в осложненных инженерно-геологических условиях // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2016. № 6. С. 38–44.
[2] Исламов Р. Р., Агиней Р. В. Стендовые испытания волоконно-оптического метода оценки напряженно-деформированного состояния трубопроводов // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2017. № 4. С. 39–42.
[3] Campedel M. Analysis of major industrial accidents triggered by natural events reported in the principal available chemical accident databases. Luxembourg : European Communities, 2008. 38 p.
[4] Girgin S., Krausmann E. Analysis of pipeline accidents induces by natural hazards: Final report. Joint Research Centre, 2014. 73 p.
[5] Gong Y. D. Guideline for the design of a fiber optic distributed temperature and strain sensor // Optics Communications. 2007. Vol. 272. No. 1. P. 227–237.
[6] Ларионов В. И., Новиков П. А., Гумеров А. К. Анализ напряженно-деформированного состояния трубопровода на участках с карстами // Вестник МГТУ им. Н. Э. Баумана. 2012. № 3. С. 60–67.
[7] Напряженно-деформированное состояние газопровода, приводящее к аварийному разрушению / Ю. В. Александров [и др.] // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2009. № 7. С. 42–45.
[8] Егоров Ф. А., Неугодников А. П., Велиюлин И. И. Исследование напряженно-деформированного состояния труб магистрального трубопровода с помощью волоконно-оптических датчиков деформации // Территория Нефтегаз. 2011. № 10. С. 26–29.
[9] Никоненко А. Д., Филатов А. А., Поляков В. А. Оценка продольного напряжения трубопровода на участке подводного перехода по параметрам его пространственного положения // Территория Нефтегаз. 2013. № 9. С. 70–73.
[10] Передельский Л. В., Приходченко О. Е. Инженерная геология: учебник для вузов. Ростов-на-Дону : Феникс, 2006. 448 с.
[11] Спиридeнок Л. М., Вабищевич С. С. Оценка изменения пространственного положения магистральных трубопроводов // Вестник Полоцкого государственного университета. Серия F. Строительство. Прикладные науки. 2015. № 16. С. 109–113.
[12] Моделирование напряженного состояния подземного газопровода в условиях нестабильности его положения / М. В. Чучкалов [и др.] // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2016. № 2. С. 41–44.
[13] Исламов Р. Р., Агиней Р. В., Исупова Е. В. Анализ средств и методов мониторинга напряженного состояния подземных магистральных нефтегазопроводов, работающих в сложных инженерно-геологических условиях // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2017. № 6. С. 31–40.
[14] Определение продольных механических напряжений в трубопроводе на основании данных волоконно-оптических датчиков деформации / Р. Р. Исламов [и др.] // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2016. № 5. С. 45–50.
[15] Агиней Р. В., Андронов И. Н., Корепанова В. С. Анализ вида напряженного состояния газопроводных труб коэрциметрическим методом // Заводская лаборатория. Диагностика материалов. 2008. Т. 74. № 12. С. 52–54.
[16] Агиней Р. В., Бердник М. М., Александров Ю. В. Исследование особенностей изменения магнитных параметров стали марки 17Г1С в условиях одноосной растягивающей нагрузки // Контроль. Диагностика. 2011. № 1. С. 22–26.
[17] Агиней Р. В., Андронов И. Н., Благовисный П. В. Коэрцитиметрический анализ напряженного состояния в стальных трубах, нагруженных поперечными силами и внутренним давлением // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2014. №5–6. С. 78–83.
[18] Бердник М. М., Александров Ю. В., Агиней Р. В. Исследование влияния плоского напряженного состояния на изменение магнитных характеристик трубных сталей // Газовая промышленность. 2011. № 7. С. 17–21.
[19] Агиней Р. В., Леонов И. С. Исследование изменения коэрцитивной силы и параметров твердости стенок трубы при деформировании изгибом // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2012. № 3. С. 39–42.
[20] Феодосьев В. И. Сопротивление материалов. М. : Машиностроение, 1969. 400 с.
|
|
296-304 |
Роль давления при распространении зигзагообразного разрушения
Б. Н. Лейс a, Э. Кошем b
a B. N. Leis Consultant, Inc., Поу Авеню, 517, 43085-3036, Уортингтон, штат Огайо, США
b Ninth Planet Engineering, Ltd, Добсон кресент, 7, NE6 1TT, Ньюкасл-апон-Тайн, Великобритания
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-296-304
Аннотация: Быстрый рост продольной трещины вдоль оси магистрального трубопровода, транспортирующего газ или жидкость с высоким давлением паров, вызывает распространение сдвигового разрушения. Если скорость распространения трещины превышает скорость фронта декомпрессии, рост трещины продолжается, в противном случае – он останавливается. Интерес к распространению разрушения появился 1950–1960-х годах. Стали, используемые в те годы для линейной части трубопровода, почти не оказывали сопротивления дефектам, которые распространялись в режиме хрупкого разрушения. И хотя вскоре были разработаны стали, сдерживающие хрупкое разрушение, эксперименты показали, что при недостаточной прочности металла распространение трещин по сдвиговому механизму может продолжаться. Далее появились технологии для количественной оценки свойств стали, необходимых для остановки распространения сдвиговых разрушений. Было определено, что процесс развития дефекта динамичен и создает инерцию протяженных разрушений зигзагообразного вида, возникающих вследствие появления трещины и зависящих от такого показателя, как расстояние, необходимое для остановки сдвигового разрушения. В статье рассматриваются основные факторы, влияющие на разрушение, c точки зрения как аналитического, так и феноменологического подхода. Описываются дискриминирующие эксперименты, проводившиеся ввиду сложного нелинейного взаимодействия, которое развивается между грунтом, сопротивлением разрушению и жидкостью. Снижение давления и его роль в остановке сдвигового разрушения рассматриваются с учетом моделей, используемых для количественной оценки параметров, влияющих на остановку разрушения.
Ключевые слова: распространение сдвигового разрушения, трещина, хрупкое разрушение, вязкое разрушение, остановка разрушения, давление, сталь, газовая детонация .
Для цитирования:
Лейс Б. Н., Кошем Э. Роль давления при распространении зигзагообразного разрушения // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 296–304.
Список литературы:↓
[1] Anonymous. Rupture will not delay transwestern’s line. Oil & Gas Journal. 1960;58(17):105.
[2] Boulger F. W., Hansen W. R. A Study of the effect of manufacturing variables on the properties of line pipe steels. American Gas Association, NG-18 Report No. 9, March 5, 1963.
[3] McClure G. M., Eiber R. J., Duffy A. R. Investigation of fullscale fracture characteristics of line pipe and correlation with laboratory tests. Pipeline Research Committee of the American Gas Association, NG-18 Report No. 10, March 31, 1962.
[4] Maxey W. A., Kiefner J. F., Eiber R. J., Duffy A. R., McClure G. M. NG-18 Full-Scale Line Pipe Research Data Record, Issue II, Vol. II. AGA NG-18 Report No. 42, February 9, 1972.
[5] Maxey W. A. Fracture initiation, propagation, and arrest. Paper J, 5th Symposium on Line Pipe Research, PRCI Catalog No. L30174, November 1974.
[6] Smith J. H., Shoemaker A. K. Use of pipe wall ductility to characterize ductile fracture in line pipes (12-C-002 (018-4). United States Steel Restricted Distribution Technical Report on the AISl-Sponsored Line-Pipe Burst-Test Program, March 1975.
[7] Freund L. B., Parks D. M., Rice J. R. Running ductile fracture in a pressurized line pipe. Mechanics of Crack Growth, ASTM STP 590, American Society for Testing and Materials. 1976. P. 43–262.
[8] Buzzichelli G., Demofonti G., Rizzi L., Venzi S., Kanninen M. F., Cardinal J. W., O’Donoghue P. E., Morrow T. B. The Development of a ductile pipe fracture model. Centro Sviluppo Materiali and Southwest Research Institute Joint Interim Report on AGA Contracts PR182-526 and PR15-527. January 31, 1989.
[9] Maxey W. A. Gas expansion studies. AGA NG-18 Report No. 133, February 8, 1983.
[10] Chao T. W. Gaseous detonation-driven fracture of tubes [PhD Thesis]. California Institute of Technology, 2004.
[11] Baum M. R. The Relationship between breach development and the depressurization transient during axial rupture of a gas-pressurized steel pipe. Journal of Pressure Vessel Technology. 1982;104(1):20–24.
[12] Kanninen M. F., O’Donoghue P. E., Cardinal J. W., Morrow T. B., Green S. T., Popelar C. F., Buzzichelli G., Demofonti G., Rizzi L., Venzi S. Analysis and experimentation on ductile fracture propagation in gas transmission pipelines. PRC NG-18 and HLP Joint Technical Meeting. Chicago, Illinois, March 1990. Paper 3.
[13] Maxey W. A. Fluid decompression in pipelines. 4th EPRGPRCI Seminar. Duisburg, Germany. 1981. Vol. I. Paper 13.
[14] Emery A. F., Perl M., Kobayashi A. S., Love W. J. The use of the split ring in modeling ductile axial crack extension in pipes. Journal of Pressure Vessel Technology. 1981;103:151–154.
[15] Kobayashi A. S. CTOA as a dynamic fracture criterion. 11th International Congress on Fracture. Turin, Italy. 2005. Paper 3136.
[16] Hahn G. T., Sarrate M., Kanninen M. F., Rosenfield A. R. A Model for unstable shear crack propagation in pipes containing gas pressure. Int. Journal of Fracture. 1973;9:209–221.
[18] Liepmann H. W., Roshko A. Elements of gas dynamics. Wiley, New York. 1957. P. 53–54.
[17] Poynton W. A., Fearnehough G. D. An Analysis of ductile fracture propagation in gas pipelines. International Conference on Dynamic Crack Propagation. Lehigh University, Bethlehem (Pennsylvania), USA. July 1972.
[19] Leis B. N., Saunders. J. H., Clark E. B., Zhu X.-K. Transporting anthropogenic CO2 in contrast to pipelines supporting early EOR. Journal of Pipeline Engineering. 2010;4:235–252.
[20] Wilkowski G., Maxey W. A., Scott P. Design and optimization of mechanical crack arrestors for pipelines. American Gas Association NG-18 report No. 134. July 26, 1983.
[21] Leis B. N. Arresting propagating shear in pipelines. Microalloyed Steels. Bordignon, editor. Sao Paulo: Companhia Brasileira de Metalurgia e Mineração; 2013 (in press).
|
|
Сварка |
|
306-314 |
Применение метода TOFD для контроля разнотолщинных сварных соединений стенок вертикальных стальных резервуаров
Д. А. Неганов a, О. И. Филиппов b, И. И. Михайлов a, А. В. Гейт a, П. С. Голосов a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
b ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, д. 4, стр. 2
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-306-314
Аннотация: При строительстве, реконструкции и техническом диагностировании вертикальных стальных резервуаров все стыковые сварные соединения стенки подвергают ультразвуковому контролю с целью выявления внутренних дефектов. Большая протяженность контролируемых сварных соединений обуславливает необходимость разработки и внедрения систем механизированного и автоматизированного контроля, обеспечивающих увеличение скорости контроля и документирование результатов.
Системы механизированного и автоматизированного ультразвукового контроля, реализующие эхо-метод, не позволяют выявить все типы и достоверно определить геометрические параметры дефектов. Дифракционный метод (метод TOFD) дает возможность оценить высоту дефекта независимо от его типа и ориентации. Однако применение метода TOFD при разной толщине стенок осложняется тем, что данную специфику не учитывает стандартное программное обеспечение дефектоскопов – «калькулятор глубины». Авторами разработана технология контроля, позволяющая преодолеть указанное ограничение и производить определение глубины дефектов разнотолщинных сварных соединений методом TOFD с использованием штатного «калькулятора глубины».
Проведена экспериментальная проверка данной технологии, подтвердившая правильность расчетов. Схема контроля и вычисление глубины границ несплошностей с использованием метода TOFD опробованы на примере сварного соединения разнотолщинных стенок строящегося резервуара объемом 10 тыс. м3. Толщина стенок составляла: 12 и 14 мм; 8 и 10 мм. Контроль на реальном объекте подтвердил хорошую выявляемость дефектов и высокую достоверность получаемых результатов.
Ключевые слова: cварное соединение, контроль сварных соединений, TOFD, резервуар вертикальный стальной, разнотолщинные сварные соединения, ультразвуковой контроль.
Для цитирования:
Применение метода TOFD для контроля разнотолщинных сварных соединений стенок вертикальных стальных резервуаров / Д. А. Неганов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 306–314.
Список литературы:↓
[1] Betti F., Guidi A., Raffarta B., Nardoni G., Nardoni P., Nardoni D., Nottingham L. TOFD, the emerging ultrasonic computerized technique, for heavy wall pressure vessel welds examination. The e-Journal of Nondestructive Testing. 1999;4(9).
[2] Ginzel E., Honarvar F., Yaghootian A. A study of Time-of-Flight Diffraction technique using photoelastic visualisation. Proccedings of the 2nd International Conference on Technical Inspection and NDT (TINDT2008); 2008 October; Tehran, Iran.
[3] Trimborn N. Comparison PA and TOFD vs. Radiography: New technologies lead to a more efficient approach. Proccedings of the 19th World Conference on Non-Destructive Testing; 2016 June 13–17; Munich, Germany.
[4] Zahran O. F. Automatic ultrasonic Time-of-Flight Diffraction interpretation. Fundamentals and applications. VDM Verlag Dr. Müller; 2010.
[5] Ginzel E. Ultrasonic Time of Flight Diffraction. Waterloo (Ontario): Eclipse Scientific. 260 p.
[6] Nath S. K., Balasubramaniam K. Development of an ultrasonic Time of Flight Diffraction (TOFD) – based inspection technique for sizing crack in a complex geometry component with grooved inspection surface. The e-Journal of Nondestructive Testing. 2013;18(5).
[7] Nath S. K., Balasubramaniam K., Krishnamurthy C. V., Narayana B. H. Detection and sizing of defects in complex geometry weld by ultrasonic Time of Flight Diffraction (TOFD) inspection. Journal of Pressure Vessel Technology. 2009;131(5):051501-9.
|
|
Материалы и оборудование |
|
315-325 |
Применение электромагнитно-акустических толщиномеров при диагностировании металлоконструкций и механо-технологического оборудования
Л. Ю. Могильнер a, А. В. Временко b, Н. Н. Скуридин a, О. А. Придеин a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
b ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, д. 4, стр. 2
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-315-325
Аннотация: Рассмотрена возможность применения электромагнитно-акустического (ЭМА) принципа возбуждения и приема ультразвуковых волн при выполнении толщинометрии стенки трубопроводов и оборудования в ходе диагностирования объектов магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. Отмечено, что ЭМА технология, известная несколько десятилетий, до сих пор не находила широкого применения в условиях эксплуатации трубопроводов. Однако в настоящее время разрабатываются приборы нового поколения и ситуация изменяется: ЭМА толщиномеры и дефектоскопы по своим массо-габаритным характеристикам, чувствительности и точности измерений толщины не уступают традиционному ультразвуковому оборудованию с пьезопреобразователями, но при этом имеют существенные преимущества при диагностировании металлоконструкций и механо-технологического оборудования, сосудов, трубопроводов в условиях их производства и эксплуатации. В связи с этим проведено всестороннее исследование возможности применения ЭМА технологии в лабораторных и трассовых условиях для целей толщинометрии и контроля коррозионных повреждений металла при наличии на его поверхности антикоррозионного покрытия и/или шероховатости высотой 1,5 мм и более. Приведены некоторые наиболее существенные из полученных результатов. Подтверждена эффективность ЭМА технологии: при ее применении не требуется контактирующая жидкость; возможно проведение контроля по грубо обработанной поверхности и через антикоррозионные покрытия, а также выполнение толщинометрии проката, литья; практически отсутствуют ограничения по отрицательным температурам окружающей среды и пространственному положению ЭМА преобразователей. Отмечено, что при толщинометрии в дополнение к традиционным измерениям в цифровом коде и по развертке типа А целесообразно также осуществлять измерения по развертке типа В с построением изображений сечений металла вдоль направления сканирования.
Ключевые слова: ультразвуковая толщинометрия, электромагнитно-акустические преобразователи, ЭМА преобразователи, погрешность измерений, А-скан, В-скан, коррозия, шероховатость, антикоррозионное покрытие.
Для цитирования:
Применение электромагнитно-акустических толщиномеров при диагностировании металлоконструкций и механотехнологического оборудования / Л. Ю. Могильнер [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 315–325.
Список литературы:↓
[1] Ультразвуковой контроль : учебное пособие / Н. П. Алешин [и др.] / Под ред. В. В. Клюева. М. : Изд-во «Спектр», 2011. 224 с.
[2] Гиллер Г. А., Могильнер Л. Ю. Контроль качества и диагностика магистральных трубопроводов // В мире неразрушающего контроля. 2001. № 1. С. 4–9.
[3] Гиллер Г. А., Могильнер Л. Ю. Современные ультразвуковые толщиномеры. Новые возможности // В мире неразрушающего контроля. 1999. № 5. C. 6–9.
[4] Буденков Г. А., Гуревич С. Ю. Современное состояние бесконтактных методов и средств ультразвукового контроля (обзор) // Дефектоскопия. 1985. № 5. C. 5–33.
[5] ЭМА преобразователи для ультразвуковых измерений / А. А. Самокрутов [и др.] // В мире неразрушающего контроля, 2008. № 2. С. 22–25.
[6] Dobbs E. R. Electromagnetic generation of ultrasonic waves // Physical Acoustics. Principles and Methods. 1973.Vol. 10. P. 127–135.
[7] Бучельников В. Д., Васильев А. Н. Электромагнитное возбуждение ультразвука в ферромагнетиках // Успехи физических наук. 1992. Т. 162. № 3. C. 89–98.
[8] Акустические контрольные системы : презентация «АКС-групп» [Электронный ресурс]. http://www.acsys.ru/upload/iblock/9bd/acsys-promo-booklet_web_curves.pdf (дата обращения: 26.12.2018).
[9] Октанта. Бесконтактные методы диагностики : Официальный сайт компании «Октанта». http://oktanta-ndt.ru/ru/home/ (дата обращения: 26.12.2018).
[10] Thickness Measurement with EMAT – temate® PowerBox H : Innerspec Technologies Inc. Presentation // YouTube. https://www.youtube.com/watch?v=jfseQEJgupM (дата обращения: 28.12.2018).
[11] Ультразвуковой дефектоскоп DIO 1000 PA // Официальный сайт STARMANS electronics, s.r.o. http://starmansndt.ru/defektoskopi/dio-1000-pa.html (дата обращения 28.12.2018).
[12] Плеснецов С. Ю., Сучков Г. М. Способ электромагнитно-акустического контроля металлических изделий без «мертвой» зоны // Техническая диагностика и неразрушающий контроль. 2018. №1. С. 42–46.
[13] Глинкин Д. Ю., Кирьянов М. Ю. Внутритрубная диагностика и инерциальная навигация: опыт АО «Транснефть–Диаскан» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 1. С. 62–66.
[14] Влияние анизотропии упругости проката на выявляемость дефектов при ультразвуковом контроле качества сварки труб большого диаметра / Н. П. Алешин [и др.] // Дефектоскопия. 1988. № 6. С. 80–86.
[15] Муравьев В. В., Зуев Л. Б., Комаров К. Л. Скорость звука и структура сталей и сплавов. Новосибирск : Наука, 1996. 184 с.
[16] Берестов А. Т., Куклин С. Ю. Методы обработки результатов измерений: Методические указания к лабораторным занятиям по курсу «Общая физика». М. : МИЭТ, 1998. 96 с.
[17] Алешин Н. П., Бигус Г. А. Определение остаточного ресурса резервуаров и трубопроводов // Безопасность труда в промышленности. 2001. № 11. С. 18–24.
[18] Махутов Н. А., Пермяков В. Н. Ресурс безопасной эксплуатации сосудов и трубопроводов. Новосибирск : Наука, 2005. 504 с.
[19] Техническое состояние и концепция развития системы защиты от коррозии объектов ОАО «АК «Транснефть» / Т. С. Мустафин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 3. C. 6–11.
[20] Lisin Y., Mogilner L., Astakhov V. New solutions in nondestructive testing of metal and weldings of main pipelines: experience of complex application of ultrasonics and eddy current // Proc. of the 12th European Conference on Non-Destructive Testing (ECNDT 2018), Gothenburg (Sweden), 2018, June 11–15. https://www.ndt.net/article/ecndt2018/papers/ecndt-0151-2018.pdf (дата обращения 26.12.2018).
|
|
Автоматика, телемеханика и связь |
|
326-332 |
Результаты апробации и основные направления развития программного модуля контроля измерительных каналов
О. В. Аралов a, И. В. Буянов а, В. В. Кузьмин а
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-326-332
Аннотация: Разработанный программный модуль контроля измерительных каналов позволяет осуществлять интегральную оценку состояния оборудования, входящего в состав измерительных каналов систем управления, с последующей «локализацией» отклонений до отдельного модуля, узла, датчика и является универсальным решением, обеспечивающим непрерывный автоматический контроль работоспособности оборудования и высокую точность диагностики его неисправностей. В статье представлены результаты апробации данного программного модуля на объектах магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов. Для каждой группы измерительных каналов выделены типовые признаки неисправностей, обнаруженные программным модулем. Представлены особенности его конфигурации и функционирования. В результате внедрения программного модуля на объектах магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов доказана его эффективность как при оперативном контроле работоспособности оборудования, входящего в состав измерительных каналов систем управления, так и при планировании технического обслуживания и текущего ремонта оборудования. Однако алгоритм работы программного модуля предполагает воздействие человеческого фактора на процесс диагностики, что снижает ее скорость и достоверность результатов. Исключить это влияние призван модуль многофакторного анализа, который в настоящее время разрабатывается авторами статьи.
Ключевые слова: диагностика, дисперсия, корреляция, многофакторный анализ.
Для цитирования:
Аралов О. В., Буянов И. В., Кузьмин В. В. Результаты апробации и основные направления развития программного модуля контроля измерительных каналов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 326–332.
Список литературы:↓
[1] Оценка технического состояния оборудования АСУТП на основе измеряемых параметров технологического процесса / О. В. Аралов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 6. С. 93–97.
[2] Дупин E. Я., Александрович А. Е. Оценка отказоустойчивости корпоративных сетей IP-телефонии // Бизнес-информатика. 2010. № 1. С. 45–50.
[3] Надежность технических систем: справочник / под ред. И. А. Ушакова. М. : Радио и связь, 1985. 608 с.
[4] Елисеева И. И., Юзбашев М. М. Общая теория статистики: учебник. 4-е изд., перераб. и доп. М. : Финансы и cтатистика, 2002. 480 с.
[5] Гмурман В. Е. Теория вероятностей и математическая статистика. 10-е изд. М. : Высшая школа, 2004. 479 с.
[6] Трубопроводный транспорт нефти: учебник для вузов в 2-х т. Том 1. / С. М. Вайншток [и др.]. М. : Недра-Бизнесцентр, 2004.
[7] Основные положения разработки методологии оптимизации и параметров жизненного цикла технологического оборудования / О. В. Аралов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 6. C. 23–29.
[8] Лисин Ю. В., Фридлянд Я. М., Аралов О. В. Повышение надежности оборудования магистральных нефтепроводов // Стандарты и качество. 2015. № 8. С. 36–40.
|
|
Защита от коррозии |
|
333-341 |
Влияние сероводорода в нефти на коррозионную стойкость магистральных нефтепроводов
Л. П. Худякова a, А. А. Шестаков a, И. Р. Фархетдинов a
a Научно-технический центр трубопроводного транспорта ООО «НИИ Транснефть» (НТЦ ООО «НИИ Транснефть»), 455055, Россия, Уфа, проспект Октября, 144/3
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-333-341
Аннотация: Нефть при отсутствии воды не вызывает коррозию металла. Вода, будучи растворенной или эмульгированной в нефти, также не приводит к коррозии до тех пор, пока в результате перепада температуры не выделится на металлической поверхности в виде пленки или не скопится в виде свободной фазы в пониженных участках нефтепровода. Наличие воды на поверхности металла – необходимое, но недостаточное условие протекания коррозионного процесса. Достаточным условием является активное поступление в слои воды через нефть основных коррозионных агентов: кислорода, сероводорода, углекислого газа и других стимуляторов коррозии.
Явное проявление коррозионных разрушений в условиях эксплуатации нефтепроводов обусловлено образованием минерализованных водных скоплений, формированием на внутренней поверхности труб осадков и отложений, содержащих воду и коррозионно-опасные агенты: сероводород, углекислый газ, кислород. В ряде случаев нельзя исключить развитие коррозионно-опасных микроорганизмов.
В работе представлены результаты исследований влияния сероводорода в нефти и подтоварной воде на коррозионную стойкость образцов трубной стали (стали 20). Испытания проводились для трех групп нефти, при содержании сероводорода на уровне 100–400 ppm, в интервале температур от 20 до 60 °С.
Показано влияние минерализации нефти на коррозионные свойства подтоварной воды и на процессы проникновения водорода в металл. Установлено, что увеличение концентрации сероводорода в товарной нефти до более чем 100 ppm приводит к росту скорости коррозии, наводораживанию металла трубы и, как следствие, увеличивает риски возникновения аварий на объектах магистральных трубопроводов.
Ключевые слова: коррозия, нефть, нефтепровод, сероводород, подтоварная вода, водород, наводораживание, коррозионная активность.
Для цитирования:
Худякова Л. П., Шестаков А. А., Фархетдинов И. Р. Влияние сероводорода в нефти на коррозионную стойкость магистральных нефтепроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. C. 333–341.
Список литературы:↓
[1] Худякова Л. П., Шестаков А. А., Симонов А. В. Исследование влияния сероводорода на коррозионные процессы и эксплуатационные характеристики конструкционных элементов трубопроводов и резервуаров : сборник трудов VI Международной научно-практической конференции «Инновации и наукоемкие технологии в образовании и экономике» / отв. ред. редактор К. Ш. Ямалетдинова. Уфа : Башкирский государственный университет, 2017. С. 185–197.
[2] Колачев Б. А. Водородная хрупкость металлов. М. : Металлургия, 1985. 216 с.
[3] Полухин В. А., Белякова Р. М., Ватолин Н. А. Влияние диффузионного движения водорода на структуру железа в кристаллическом, жидком и аморфном состояниях // Доклады Академии наук СССР. Физика. 1987. Т. 296. № 3. С. 591–595.
[4] Гафаров Н. А., Гончаров А. А., Кушнаренко В. М. Коррозия и защита оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений / под общ. ред. В. М. Кушнаренко. М. : Недра, 1998. 436 с.
[5] Романов В. В. Коррозионное растрескивание металлов. М. : Машгиз, 1960. 180 с.
[6] A parametric study of sour corrosion of carbon steel / W. Sun [et al.] // “Corrosion 2010” Conference Proceedings. Paper No. 10278. March 14–18, San Antonio, Texas. Houston (TX) : NACE International, 2010.
[7] Hoffmeister H. Modelling the effect of chloride content on H2S corrosion by coupling of phase and polarization behavior // “Corrosion 2007” Conference Proceedings. Paper No. 501. March11–15, Nashville, Tennessee, USA. Houston (TX) : NACE International, 2007.
[8] Автоклавные испытания ингибиторов сероводородной коррозии / М. Д. Гетманский [и др.]. М. : ВНИИОЭНГ, 1987. Серия «Борьба с коррозией и защита окружающей среды». Вып. 3. С. 9–12.
[9] Худякова Л. П. Прогнозирование работоспособности и безопасности эксплуатации трубопроводов и резервуаров, работающих в сероводородсодержащих рабочих средах : дисс. … к-та техн. наук. Уфа, 2004. 156 с.
[10] Оценка коррозионного воздействия остаточного сероводорода в нефти на работоспособность нефтепроводов и резервуарных парков / Б. В. Свиридов [и др.] : тезисы докладов III Конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа, 2001. С. 103–104.
[11] Худякова Л. П. Исследование влияния сероводорода на коррозионные процессы и эксплуатационные характеристики конструкционных элементов трубопроводов и резервуаров // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2005. № 65. С. 27–43.
[12] Худякова Л. П. Оценка влияния сероводородсодержащей нефти на механические свойства трубных сталей : материалы семинара в рамках II Международной научно-практической конференции «Промышленная безопасность на взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектах». Уфа, 2008. С. 74–78.
[13] Исследование влияния сероводорода на механические свойства стали 20 / Л. П. Худякова [и др.] : тезисы докладов XIII Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт – 2018». Уфа : Изд-во УГНТУ, 2018. С. 285–287.
[14] Sun W., Nesic S. A mechanistic model of H2S corrosion of mild steel. Conference Papers of the “Corrosion 2007”, March 11–15, Nashville, Tennessee, USA. Houston (TX) : NACE International, 2007.
[15] Zheng Y., Brown B., Nesic S. Electrochemical study and modelling of H2S corrosion of mild steel. Conference Papers of the “Corrosion 2013”, March 17–21, Orlando, Florida, USA. Houston (TX) : NACE International, 2013.
[16] The effect of H2S concentration on the corrosion behavior of carbon steel at 90 °C / J. Tang [et al.]. Corrosion Science. 2010. Vol. 52. No. 6. P. 2050–2058.
[17] Худякова Л. П. Исследование распределения сероводорода в системе «углеводород – вода» : тезисы докладов III Республиканской научно-технической конференции молодых ученых и специалистов по проблемам сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов по трубопроводам. Уфа, 1978. С. 73–74.
|
|
Товарно-транспортные операции и метрологическое обеспечение |
|
342-352 |
Контроль чистоты нефтепродуктов при транспортировке по магистральным нефтепродуктопроводам
Р. Р. Купкенов a, А. С. Аберкова b, Е. С. Дубовой b, А. А. Кузнецов b, Ф. В. Тимофеев b
a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, д. 4, стр. 2
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-342-352
Аннотация: В процессе эксплуатации магистрального нефтепродуктопровода транспортируемые нефтепродукты могут загрязняться различными механическими примесями и обводняться. Действующий порядок контроля чистоты нефтепродуктов предполагает отбор ходовой пробы перед резервуарным парком и ее визуальный анализ. Однако такая процедура, крайне затратная по времени и зависимая от человеческого фактора, не удовлетворяет современным требованиям оперативности и достоверности получаемых результатов. Решением проблемы является внедрение автоматических комплексных поточных анализаторов, позволяющих сократить время определения и существенно повысить точность устанавливаемых параметров.
В статье рассмотрены различные методы контроля механических примесей и обводненности жидкости, представлена возможность реализации их в поточных средствах контроля чистоты нефтепродуктов. Установлено, что наиболее перспективными являются методы, основанные на измерении акустических и оптических параметров жидкости.
Ключевые слова: магистральный нефтепродуктопровод, нефтепродукты, регламентные работы, качество нефтепродуктов, контроль качества, поточные методы, анализаторы, обводненность.
Для цитирования:
Контроль чистоты нефтепродуктов при транспортировке по магистральным нефтепродуктопроводам / Р. Р. Купкенов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 342–352.
Список литературы:↓
[1] Тимофеев Ф. В., Кузнецов А. А., Олудина Ю. Н. Химмотологические аспекты применения растворителей для удаления АСПО с внутренней поверхности нефтепровода // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 5. С. 90–97.
[2] Тимофеев Ф. В. Обеспечение безопасности функционирования химмотологической системы «Техника – ГСМ – Эксплуатация» на трубопроводном транспорте // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. 2019. №4. С. 19–26.
[3] Бычков В. Е., Коваленко В. П., Костин В. И. Обеспечение чистоты горючего для военной техники. М. , 1982. 32 с.
[4] Математическое моделирование геликоидного преобразователя расхода нефти и нефтепродуктов / О. В. Аралов [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2018. № 6. С. 140–144.
[5] Вишневская Ю. А., Аберкова А. С. Повышение эффективности системы управления качеством нефтепродуктов с использованием поточных анализаторов // Материалы II Всероссийской научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт углеводородов». Омск : ОмГТУ, 2018. С. 51–59.
[6] Совершенствование системы обеспечения качества нефтепродуктов при транспортировке трубопроводным транспортом / С. Б. Хотничук [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 5. С. 88–96.
[7] Вишневская Ю. А., Аберкова А. С. Перспективы поточного анализа в магистральном транспорте нефтепродуктов // Тезисы докладов 73-й ММНК «Нефть и газ – 2019». М. : РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), 2019. С. 110–112.
[8] Подымов И. С., Подымова Т. М. Оптические методы в исследованиях динамики транспорта взвешенных наносов / Под общ. ред. И. С. Подымова. Геленджик : НИЦ «Динамика береговой зоны моря», 2015. 232 с.
[9] Гильмутдинов А. Т., Танатаров М. А. Перспективы и проблемы альтернативных моторных топлив. Уфа : Издательство УГНТУ, 1994. 131 с.
[10] Бабиков О. И. Ультразвук и его применение в промышленности. М. : Физматгиз, 1958. 260 c.
[11] Кольцова И. С., Майсун М. Затухание ультразвуковых волн во взвесях в широком диапазоне концентраций // Акустический журнал. 1997. Т. 43. № 3. С. 362–366.
[12] Бергман Л. Ультразвук и его применение в науке и технике / Пер. с нем. под ред. B. C. Григорьева и Л. Д. Розенберга. Изд. 2-е. М. : Издательство иностранной литературы, 1957. 726 с.
[13] Ратинская И. А. О затухании звука в эмульсиях // Акустический журнал. 1962. Т. 8. №. 2. С. 210–215.
[14] Allinson P. A., Richardson E. G. The propagation of ultrasonic in suspensions of liquid globules in another liquid // Proceedings of the Physical Society. Section B, 1958. Vol. 72. № 5. P. 833–840.
[15] Ухин Б. В., Гусев А. А. Гидравлика : учебник. М. : ИНФРА-М, 2010. 432 c.
|
|
Пожарная и промышленная безопасность. Охрана труда |
|
353-357 |
Анализ пожарного риска на объектах нефтегазового и химического комплексов
И. И. Рашоян a
a Тольяттинский государственный университет, 445020, Россия, Тольятти, ул. Белорусская, 14
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-353-357
Аннотация: Актуальность обеспечения безопасности на нефтеперерабатывающих, нефтегазовых и химических объектах научно обоснована многими исследованиями. Важную часть таких исследований составляют работы по анализу и прогнозированию природных и техногенных опасностей, в том числе по оценке пожарных рисков. С целью дальнейшей разработки методов, направленных на снижение пожарных рисков и повышение уровня пожарной безопасности, был проведен анализ статистики пожаров за последние годы в целом по стране и на объектах химической и нефтегазовой промышленности. Выполнена сравнительная оценка расчетных значений индивидуального пожарного риска исследуемых объектов и в целом по стране. Последнее определялось как среднее количество погибших при пожаре в год на единицу населения. Значение пожарного риска объектов нефтегазового и химического комплексов определялось как среднее количество погибших при пожаре в год на единицу всех работающих в этих отраслях людей. Результаты показывают, что, с одной стороны, расчетное значение пожарного риска этих объектов ниже, чем его общее значение, с другой стороны, оно превышает нормативную величину пожарного риска (10–6 в год), что свидетельствует о необходимости обязательного обучения персонала действиям при пожаре и принятия мер по социальной защите работников, компенсирующих их деятельность в условиях повышенного риска. Кроме того, повышение уровня пожарной защиты объектов нефтегазовой и химической отраслей обеспечит дальнейшее снижение количества пожаров, погибших в них людей и величины пожарного риска. Стоит также обратить внимание на важность дальнейшей актуализации нормативной правовой документации в области пожарной безопасности с учетом реализации риск-ориентированного подхода.
Ключевые слова: нефтегазовая отрасль, химическое производство, безопасность, статистика, пожар, пожарный риск.
Для цитирования:
Рашоян И. И. Анализ пожарного риска на объектах нефтегазового и химического комплексов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 353–357.
Список литературы:↓
[1] Егоров А. Ф., Савицкая Т. В. Методы и модели анализа риска и управления безопасностью химических производств // Теоретические основы химической технологии. 2010. Т. 44. № 3. С. 341–353.
[2] Старцева Н. А., Облиенко А. В., Гордиенко Н. Н. Пожарная и промышленная безопасность промышленных помещений химических производств // Научный журнал. Инженерные системы и сооружения. 2010. № 1. С. 198–204.
[3] Закирова З. А., Абдрахимов Ю. Р., Волкова Ю. В. Новый способ решения проблем взрывопожарной безопасности в нефтяной промышленности // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2012. № 6. С. 454–461. http://www.ogbus.ru/authors/Zakirova/Zakirova_2.pdf (дата обращения: 19.09.2018)
[4] Rebec A., Plešec P., Kolšek J. Pool fire accident in an aboveground LFO tank storage: thermal analysis // Fire Safety Journal. 2014. Vol. 67. P. 135–150.
[5] A risk-based method for determining passive fire protection adequacy / А. Ahmad [et al.] // Fire Safety Journal. 2013. Vol. 58. P. 160–169.
[6] Брушлинский Н. Н., Соколов С. В. О статистике пожаров и пожарных рисках // Пожаровзрывобезопасность. 2011. Т. 20. Вып. 4. С. 40–48.
[7] Анализ обстановки с пожарами в городах и сельской местности субъектов Российской Федерации / Н. Н. Брушлинский [и др.] // Пожары и чрезвычайные ситуации: предотвращение и ликвидация. 2009. № 1. С. 92–99.
[8] Брушлинский Н. Н. Управление пожарной безопасностью субъектов Российской Федерации на основе анализа пожарных рисков // Проблемы безопасности и чрезвычайных ситуаций. 2010. № 3. С. 104–114.
[9] Брушлинский Н. Н. Пожарные риски. Вып. 1. Основные понятия. М. : Изд-во ФГУ ВНИИПО МЧС России, 2004. 56 с.
[10] Зимонин А. А., Фирсов А. В., Бутенко В. М. Допустимый (приемлемый) индивидуальный пожарный риск – зарубежный и отечественный опыт // Технологии техносферной безопасности: интернет-журнал. 2014. Вып. 5. http://agps-2006.narod.ru/ttb/2014-5/21-05-14.ttb.pdf (дата обращения: 10.09.2018).
[11] Попков С. Ю. Методика оценки пожарных рисков в городах и сельской местности России // Технологии техносферной безопасности: интернет-журнал. 2011. Вып. 5. http://agps-2006.narod.ru/ttb/2011-5/04-05-11.ttb.pdf (дата обращения: 10.09.2018).
[12] Фролов А. Н. Краткий курс теории вероятностей и математической статистики. Санкт-Петербург : Лань, 2017. 304 с.
[13] Kobayashi H., Mark B. L., Turin W. Probability, Random Processes, and Statistical Analysis. Cambridge University Press, 2011. 812 p.
[14] Пожары и пожарная безопасность в 2016 году: Статистический сборник. Под общ. ред. Д. М. Гордиенко. М. : ВНИИПО, 2017. 124 с.
[15] Пожары и пожарная безопасность в 2015 году : Статистический сборник / Под общ. ред. А. В. Матюшина. М. : ВНИИПО, 2016. 124 с.
[16] Пожары и пожарная безопасность в 2014 году : Статистический сборник / Под общ. ред. А. В. Матюшина. М. : ВНИИПО, 2015. 124 с.
[17] Пожары и пожарная безопасность в 2013 году : Статистический сборник / Под общ. ред. В. И. Климкина. М. : ВНИИПО, 2014. 137 с.
[18] Пожары и пожарная безопасность в 2012 году : Статистический сборник / Под общ. ред. В. И. Климкина. М. : ВНИИПО, 2013. 137 с.
[19] Российский статистический ежегодник. 2017 : Статистический сборник / М. : Росстат; 2017. 686 с.
|
