|
Проектирование, строительство и эксплуатация |
244-256 |
Физическая постановка задачи для численной модели промерзания и пучения грунтов с учетом тепломассопереноса
В. Г. Чеверев a, Е. В. Сафронов a, А. А. Коротков b, А. С. Чернятин b
a Московский государственный университет имени М. В. Ломоносова (МГУ имени М. В. Ломоносова), 119991, Россия, Москва, ГСП-1, Ленинские горы, 1
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-3-244-256
Аннотация: Существуют два основных подхода решения задачи тепломассопереноса при численном моделировании промерзания грунтов: 1) решение методом конечных разностей с учетом граничных условий (границей, например, является фронт промерзания); 2) решение методом конечных элементов без учета границ модели. Оба подхода имеют существенные недостатки, что оставляет проблему решения задачи для численной модели промерзания грунтов острой и актуальной. В данной работе представлена физическая постановка промерзания, которая позволяет создать численную модель, базирующуюся на решении методом конечных элементов, но при этом отражающую ход фронта промерзания – то есть модель, в которой объединены оба подхода к решению задачи промерзания грунтов. Для подтверждения корректности модели был проделан ряд экспериментов по физическому моделированию промерзания модельного грунта и выполнен сравнительный анализ полученных экспериментальных данных и результатов расчетов на базе представленной численной модели с такими же граничными условиями, как в экспериментах.
Ключевые слова: мерзлые грунты, пучение грунта, промерзание грунта, тепломассоперенос, численное моделирование, физическое моделирование, верификация модели.
Для цитирования:
Физическая постановка задачи для численной модели промерзания и пучения грунтов с учетом тепломассопереноса / В. Г. Чеверев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 3. С. 244–256.
Список литературы:↓
[1] Ершов Э. Д., Чеверев В. Г. Свойства мерзлых пород. Морозное пучение горных пород. В кн. : Природные опасности России. Геокриологические опасности. М. : КРУК, 2000. 315 с.
[2] Гречищев С. Е. Об основах термореологии криогенных пород. В сб. : Проблемы геокриологии. М. : Наука, 1983. С. 90–100.
[3] Разбегин В. Н. Термодинамические аспекты механики мерзлых грунтов. М. : Наука, 1983. 104 с.
[4] Фельдман Г. М. Передвижение влаги в талых и промерзающих грунтах. Новосибирск : Наука, 1988. 256 с.
[5] Чеверев В. Г. Физико-химическая теория формирования массообменных и тепловых свойств криогенных грунтов : дис. … докт. геол.-мин. наук. М. : МГУ, 1999. 373 с.
[6] Чеверев В. Г. Природа криогенных свойств грунтов. М. : Научный мир, 2004. 234 с.
[7] Чеверев В. Г., Сафронов Е. В. Математическое моделирование промерзания грунтов с визуализацией формирующейся криогенной текстуры: доклад на X Международной конференции по мерзлотоведению (TICOP). Салехард, 2012.
[8] Чеверев В. Г., Бурнаев Р. С., Гагарин В. Е., Сафронов Е. В. Влияние внешней нагрузки на степень морозной пучинистости глинистых грунтов // Криосфера Земли. 2013. T. 17. № 4. С. 57–62.
[9] Edlefsen N. E., Anderson A. B. C. Thermodynamics of soil moisture // Hilgardia. 1943. Vol. 15. No. 2. 31–298.
[10] Cheverev V. G., Ershov E. D., Magomedgadzhieva M. A., Vidyapin I. Y. Results of physical simulation of frost heaving in soils // Proceedings of the 7-th International Conference on Permafrost Yellowknife. Yellowknife, Canada, 1998. P. 145–149.
[11] Gilpin R. A model for the prediction of ice lensing and frost heave in soils // Water Resources Research. 1980. Vol. 16. No. 5. P. 918–930.
[12] Konrad J.-M. Estimation of the segregation potential of fine-grained soils using the frost heave response of two reference soils // Canadian Geotechnical Journal. 2005. Vol. 42. No. 1. P. 38–50.
[13] O’Neill K., Miller R. Exploration of a rigid ice model of frost heave // Water Resources Research. 1985. Vol. 21. No. 3. P. 281–296.
[14] Rempel A. Formation of ice lenses and frost heave // Journal of Geophysical Research. 2007. Vol. 112. F02S21.
[15] Penner E. Aspects of ice lens growth in soils // Cold Regions Science and Technology, 1986. P. 91–100.
[16] Watanabe K., Muto Y., Mizoguchi M. Water and solute distributions near an ice lens in a glass-powder medium saturated with sodium chloride solution under unidirectional freezing // Crystal Growth & Design. 2001. Vol. 1. No. 3. P. 207–211.
|
|
257-269 |
Применение современных моделей грунтов при выполнении численных расчетов оснований и фундаментов резервуаров
Г. В. Мосолов a, И. Л. Димов a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-3-257-269
Аннотация: Уже в ближайшем будущем от использования современных численных методов расчета будет зависеть прогресс в области проектирования оснований и фундаментов зданий и сооружений, поскольку возможности по совершенствованию строительных норм практически исчерпаны. Целью статьи является демонстрация возможностей численных расчетов с использованием современных моделей грунта на примере проектирования фундамента стандартного нефтяного резервуара для хранения нефти и нефтепродуктов.
Приведено сравнение результатов расчетов осадки основания резервуара емкостью 30 000 м3, выполненных в соответствии с действующими нормами проектирования и методом конечных элементов с применением программного комплекса PLAXIS. В частности, проведены численные расчеты с использованием современных моделей грунта: 1) модели грунта с упрочнением (Hardening Soil model, HS); 2) модели грунта с упрочнением и учетом малых деформаций (Hardening Soil small strain model, HSs). Показано, что использование указанных моделей при наличии требуемого объема исходных данных позволяет существенно уточнить вычисления, выполняемые по нормативным методикам. С учетом полученных результатов определена возможность оптимизации проектных решений при выборе типа фундамента резервуара.
Ключевые слова: резервуар вертикальный стальной, основание резервуара, осадка резервуара, свайный фундамент, кольцевой фундамент, проектирование резервуаров, модель грунта, деформации грунта, оптимизация проектных решений.
Для цитирования:
Мосолов Г. В., Димов И. Л. Применение современных моделей грунтов при выполнении численных расчетов оснований и фундаментов резервуаров // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 3. С. 257–269.
Список литературы:↓
[1] Федоренко Е. В. Оценка природного напряженного состояния грунтов (OCR, POP, K0) в PLAXIS // Электронный журнал «ГеоИнфо». https://www.geoinfo.ru/product/fedorenko-e-v/ocenka-prirodnogo-napryazhyonnogo-sostoyaniya-gruntov-ocr-pop-k0-v-plaxis-41062.shtml (дата обращения: 02.10.2020).
[2] Справочник инженерные сооружения. Том I. Часть 1. Расчетно-теоретическая. Ч. 2. Строительные материалы и изделия ; под ред. Б. Н. Жемочкина, Н. Л. Перельштейна. М. : Машстройиздат, 1950. 524 с.
[3] Цытович Н. А. Механика грунтов (краткий курс). Учебник для строительных вузов. М. : Высшая школа, 1983. 288 с.
[4] Голубев А. И., Селецкий А. В. Программный комплекс PLAXIS – эффективный инструмент для геотехнических расчетов транспортных сооружений // Дороги. Инновации в строительстве. 2011. № 9. С. 58–60.
[5] Голубев А. И., Селецкий А. В. Комплексные расчеты гидротехнических сооружений в PLAXIS // Гидротехника XXI век. 2011. № 3. С. 16–18.
[6] Строкова Л. А. Применение метода конечных элементов в механике грунтов. Томск : Изд-во ТПУ, 2010. 143 с.
[7] Vucetic M., Dorby R. Effect of soil plasticity on cyclic response // Journal of Geotechnical Engineering, ASCE. 1991. Vol. 117. Is. 1. P. 89–107.
[8] Пособие по моделям материалов Plaxis 2D 2015. СПб. : НИП-Информатика, 2015. 198 с.
|
|
270-275 |
Строительство подземного трубопровода в условиях мерзлоты с учетом минимизации теплового воздействия на грунт и повышения энергоэффективности в процессе эксплуатации
К. В. Кожаева a, Э. А. Акчурина a
a Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, Россия, Уфа, ул. Космонавтов, 1
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-3-270-275
Аннотация: Совершенствование технологий строительства подземных трубопроводов в условиях многолетнемерзлых грунтов, предусматривающее минимизацию теплового воздействия трубопровода на грунт во время эксплуатации, является актуальной научно-технической задачей. Авторами разработан способ прокладки подземного трубопровода, снижающий до минимума его тепловое воздействие на вмещающий мерзлый грунт и позволяющий в процессе дальнейшей эксплуатации поддерживать температуру перекачиваемой нефти без дополнительного подогрева. Конструктивной схемой предусмотрена укладка трубопровода в изолированную траншею с использованием торфа в качестве грунта-изоляции. В рамках исследования разработана модель прокладки трубопровода (в программном комплексе SolidWorks), произведены расчеты его напряженно-деформированного состояния (в программном комплексе ANSYS) и теплового воздействия на мерзлый грунт (в программном комплексе FROST 3D Universal). Установлено, что напряжения и перемещения, возникающие во время эксплуатации трубопровода, уложенного по предложенной конструктивной схеме, находятся в диапазоне допустимых значений, а его тепловое воздействие вызывает незначительное протаивание грунта и минимальные изменения температуры перекачки нефти.
Ключевые слова: многолетнемерзлые грунты, подземный трубопровод, тепловое воздействие, прокладка трубопровода, оттаивание грунта, ореол оттаивания, подогрев нефти, горячая перекачка.
Для цитирования:
Кожаева К. В., Акчурина Э. А. Строительство подземного трубопровода в условиях мерзлоты с учетом минимизации теплового воздействия на грунт и повышения энергоэффективности в процессе эксплуатации // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 3. С. 270–275.
Список литературы:↓
[1] Николаев А. К., Климко В. И. Выбор рациональной температуры подогрева высоковязкой и высокозастывающей нефти при перекачке по трубопроводу // Записки Горного института. 2016. Т. 217. С. 50–54.
[2] Гольянов А. И., Гольянов А. А., Кутуков С. Е. Обзор методов оценки энергоэффективности магистральных нефтепроводов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. № 4. С. 156–170.
[3] Фудашкина М. В., Добровинский Д. Л. Повышение энергоэффективности магистрального нефтепровода и насосных агрегатов // Трубопроводный транспорт углеводородов: Материалы II Всероссийской научно-практической конференции. Омск : Изд-во ОмГТУ, 2018. С. 41–45.
[4] Стрюк С. О. Способы повышения энергоэффективности магистрального трубопровода // Молодой ученый. 2018. № 4. С. 54–55.
[5] Куспанов А. Б., Тюрин А. Н., Чурикова Л. А. Повышение энергоэффективности трубопроводной системы в случае горячей перекачки высоковязких нефтей // Молодой ученый. 2017. № 18. С. 45–48.
[6] Зарипова Р. И. Варианты исполнения системы индукционного нагрева на примере магистрального трубопровода Заполярье – Пурпе // Молодой ученый. 2019. № 21. С. 100–104.
[7] Максимов Е. А., Васильев В. И. Использование геотермальных источников тепла земли для обогрева местных сопротивлений магистральных нефтепроводов в зимнее время // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2014. № 2. С. 7–13.
[8] Гаррис Н. А., Закирова Э. А. Борьба с буграми пучения // Нефтегазовое дело. 2017. Т. 15. № 2. С. 73–78.
[9] Гаррис Н. А., Акчурина Э. А., Русаков А. И. Сопряженная задача регулируемого теплообмена нефтепровода в многолетнемерзлых грунтах // Нефтегазовое дело. 2018. Т. 16. № 1. С. 54–61.
[10] Анисимов В. В., Криницын М. И. Строительство магистральных трубопроводов в районах вечной мерзлоты. М. : Госстройиздат, 1963. 147 с.
[11] Быков Л. И. Типовые расчеты при проектировании, строительстве и ремонте газонефтепроводов / Л. И. Быков [и др.]. СПб. : Недра, 2011. 748 с.
[12] Бородавкин П. П. Механика грунтов в трубопроводном строительстве. М. : Недра, 1976. 224 с.
|
|
276-283 |
Нестационарные режимы работы «горячего» нефтепровода с учетом теплового поля окружающего грунта
М. В. Лурье a, Н. П. Чупракова a
a Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина, 119991, Россия, Москва, Ленинский проспект, 65
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-3-276-283
Аннотация: Рассматривается нестационарный процесс замещения нефти на участке подземного «горячего» нефтепровода. Как правило, для определения параметров данного процесса используют тепловой закон Ньютона, предусматривая мгновенное установление стационарного теплового поля окружающего грунта. Однако в действительности с изменением температуры перекачиваемой нефти по длине трубопровода происходит постепенное остывание (или нагрев) массива грунта, что существенно изменяет величину теплового потока от перекачиваемой жидкости в окружающую среду. В статье предложен упрощенный метод расчета переходных режимов работы «горячего» нефтепровода, основанный на введении параметра средней температуры окружающего грунта, вследствие чего становится возможным учесть не мгновенную, а постепенную перестройку теплового поля грунта и более точно определить значение теплового потока, определяющего передачу тепла от жидкости в трубопроводе в окружающую среду. Показано, что при изменении условий нагрева температура перекачиваемой нефти, а также время выхода нефтепровода на новый стационарный температурный и гидравлический режимы существенно зависят от инерции теплового поля грунта.
Ключевые слова: переходный режим, нестационарный режим, горячая перекачка, теплопроводность, коэффициент теплопередачи, тепловое поле, тепловой поток, температура грунта, температура нефти.
Для цитирования:
Лурье М. В., Чупракова Н. П. Нестационарные режимы работы «горячего» нефтепровода с учетом теплового поля окружающего грунта // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 3. С. 276–283.
Список литературы:↓
[1] Гидравлика / Л. С. Лейбензон [и др.]. М.–Л. : Госнаучтехнефтеиздат, 1932. 307 с.
[2] Проектирование и эксплуатация нефтепроводов / М. В. Лурье [и др.]. М. : Недра, 2019. 434 с.
[3] Черникин В. И. Перекачка вязких и застывающих нефтей. М. : Гостоптехиздат, 1958. 164 с.
[4] Тугунов П. И. Неустановившиеся режимы работы «горячих» магистральных трубопроводов. М. : ВНИИОЭНГ, 1971. 113 с.
[5] Тугунов П. И., Новоселов В. Ф. Транспортирование вязких нефтей и нефтепродуктов по трубопроводам. М. : Недра, 1973. 89 с.
[6] Новоселов В. Ф., Тугунов П. И., Забазнов А. И. Теплообмен подземного трубопровода с внешней средой в сложных гидрогеологических условиях. М. : ВНИИЭГазпром, 1992. 148 с.
[7] Агапкин В. М., Кривошеин Б. Л., Юфин В. А. Тепловой гидравлический расчет трубопроводов для нефти и нефтепродуктов. М. : Недра, 1981. 256 с.
[8] Лурье М. В. Теоретические основы трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. М. : Недра, 2017. 476 с.
[9] Лурье М. В., Чупракова Н. П. Метод расчета времени безопасной остановки «горячего» нефтепровода // Территория Нефтегаз. 2019. № 7. С. 68–74.
[10] Тарг С. М. Приближенные методы решения задач гидродинамики вязкого слоя : дис. … докт. ф.-м. наук. М. : МГУ, 1948.
|
|
284-292 |
Оценка влияния ледовой экзарации на арктические морские трубопроводные системы
И. Г. Силина a, В. А. Иванов a, С. В. Знаменщиков b
a Тюменский индустриальный университет, Россия, Тюмень, ул. Володарского, 38, 625000
b Объединенное стратегическое командование Северного флота, 184606, Россия, Североморск, ул. Корабельная, 1А
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-3-284-292
Аннотация: Для исследования методик оценки влияния ледовой экзарации на подводные трубопроводы проанализирована отечественная и зарубежная нормативно-техническая база в области проектирования, строительства и эксплуатации морских трубопроводных систем, подробно рассмотрены общие подходы к решению данного вопроса. Систематизирован опыт строительства и эксплуатации трубопроводов в условиях замерзающих акваторий, представлены способы их защиты от повреждений в результате дрейфа ледовых образований. Дана оценка характера формирования и особенностей распределения ледово-экзарационных форм по глубине акваторий. Показано, что существующая методология оценки воздействия ледовой экзарации на морские трубопроводы не позволяет в полной мере учесть льдогрунтовое взаимодействие. Установлена целесообразность разработки критериев для определения минимальной безопасной глубины заложения подводных трубопроводов в районах с дрейфующими льдами. Обозначены направления дальнейших исследований механизмов ледового выпахивания, деформаций прилежащего к трубе грунтового массива и поведения заглубленного трубопровода. Полученные результаты позволят дополнить существующую методологию учета воздействия ледовой экзарации на морские трубопроводы, прокладываемые в замерзающих акваториях, с целью обеспечения их безопасности и надежности.
Ключевые слова: морские трубопроводы, ледовая экзарация, борозды выпахивания, торосы, смещение грунта, глубина заложения, арктический шельф
Для цитирования:
Силина И. Г., Иванов В. А., Знаменщиков С. В. Оценка влияния ледовой экзарации на арктические морские трубопроводные системы // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 3. С. 284–292.
Список литературы:↓
[1] ГРР в Арктике: ресурсный потенциал и перспективные направления / П. Н. Мельников [и др.] // Деловой журнал «Neftegaz.RU». 2020. № 1. С. 22–30.
[2] Актуальные проблемы развития геологической науки и основные результаты геолого-разведочных работ на шельфе Российской Федерации / В. Д. Каминский [и др.] // Геология нефти и газа. 2016. № 5. С. 50– 57.
[3] Barrette P. Offshore pipeline protection against seabed gouging by ice: an overview // Cold Regions Science and Technology. 2011. Vol. 69. P. 3–20.
[4] DeGeer D., Nessim M. Arctic pipeline design considerations // Proceedings of the ASME 27th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering. Estoril, 2008. https://iaac-aeic.gc.ca/050/documents_staticpost/cearref_21799/2876/schedule_d.pdf (дата обращения: 26.09.2020).
[5] Вершинин С. А., Трусков П. А., Лиферов П. А. Воздействие ледовых образований на подводные объекты. М. : Русская книга, 2007. 195 с.
[6] Либина Н. В., Никифоров С. Л. Экзарационные явления на восточном арктическом шельфе России // Вестник МГТУ. 2018. Т. 21. № 1. С. 139–149.
[7] Alba J. L. Ice scour and gouging effects with respect to pipeline and wellhead. https://www.bsee.gov/sites/bsee.gov/files/tap-technical-assessment-program//744ae.pdf (дата обращения: 26.09.2020).
[8] Rearic D. M., McHendrie A. G. Ice gouge data sets from the Alaskan Beaufort Sea: magnetic tape and documentation for computer assisted analyses and correlation. https://pubs.usgs.gov/of/1983/0706/report.pdf (дата обращения: 17.09.2020).
[9] Eskandari F. Buried pipeline response to ice gouging: a thesis submitted to the School of Graduate Studies in partial fulfillment of the requirements for the degree of Doctor of Philosophy in Engineering. St. John’s, Canada, 2014. 334 p.
[10] Огородов С. А. Рельефообразующая деятельность морских льдов : дис. … докт. геогр. наук. М. : Московский государственный университет им. М. В. Ломоносова, 2014. 261 с.
[11] Оценка интенсивности литодинамических процессов в морском судоходном канале порта Сабетта / В. А. Гладыш [и др.] // Инженерные изыскания. 2017. № 4. С. 36–44.
[12] The subsea drake pipeline: a challenging case study to check design effectiveness against drifting ice action / P. Barette [et al.] // Proceedings of the OTC Arctic Technology Conference. 2018. https://www.onepetro.org/conferencepaper/OTC-29175-MS (дата обращения: 26.09.2020).
[13] Базалева Р. В., Казначеев П. Ф. Освоение арктического шельфа (регулирование и налогообложение нефтяных компаний в США, России и Норвегии) // Экономическая политика. 2015. Т. 10. № 2. С. 110–132.
[14] Caines J. Proposed advancements in probabilistic ice gouge analysis. https://www.oedigital.com/news/457150-proposed-advancements-in-probabilistic-ice-gouge-analysis (дата обращения: 26.09.2020).
[15] Hamilton J., Prescott N. Arctic subsea pipelines and subsea production facilities. https://www.npcarcticreport.org/pdf/tp/6-6_Arctic_Subsea_Pipelines_and_Subsea_Production_Facilities.pdf (дата обращения: 26.09.2020).
[16] Grass J. D. Ice scour and ice ridging studies in Lake Erie // Proceedings of the 7th International Symposium on Ice. Hamburg: Hamburgische Schiffbau-Versuchsanstalt, 1984. P. 221–236.
[17] Damage to an underwater pipeline by ice ridges / P. G. Noble [et al.] // Proceedings of Workshop on Sea Ice Ridging and Pile-up. Ottawa : National Research Council Canada, 1982. P. 248–284.
[18] Davis A. Status of arctic pipeline standards and technology final report. https://www.bsee.gov/sites/bsee.gov/files/research-reports//791aa.pdf (дата обращения: 26.09.2020).
[19] Northstar development pipelines limit state design and experimental program / A. C. Nogueira [et al.] // Proceedings of the 3rd International Pipeline Conference. Calgary : IPC, 2000. Vol. 2. P. 1037–1045.
[20] Palmer A. C. Geotechnical evidence of ice scour as a guide to pipeline burial depth // Canadian Geotechnical Journal. 1997. Vol. 34. P. 1002–1003.
[21] Ice gouging and safety of marine pipelines / A. C. Palmer [et al.] // Proceedings of the 22nd Annual Offshore Technology Conference. Houston, 1990. P. 235–244.
[22] Liferov P., Hoyland K. V. In-situ ice ridge scour tests: experimental set up and basic results // Cold Regions Science and Technology. 2004. Vol. 40. P. 97–100.
[23] Chari T. R., Peters G. R., Muthukrishnaiah K. Environmental factors affecting iceberg scour estimates // Cold Regions Science and Technology. 1980. Vol. 1. P. 223–230.
[24] Application of the mechanical model for ice scour to a field site and simulation method of scour depths / S. Kioka [et al.] // Proceedings of the 14th International Offshore and Polar Engineering Toulon : International Society of Offshore and Polar Engineers, 2004. P. 891–898.
[25] Croasdale K., Comfort G., Been K. Investigation of ice limits to ice gouging // Proceedings of the 18th International Conference on Port and Ocean Engineering under Arctic Conditions. Potsdam : POAC, 2005. P. 23–32.
[26] Онищенко Д. А., Шушпанников П. С., Локтев А. С. Изучение интенсивности ледовой экзарации при изысканиях на шельфе / Перспективы развития инженерных изысканий в строительстве в Российской Федерации: материалы Пятнадцатой Общероссийской научно-практической конференции изыскательских организаций. Москва, 2019. С. 679–681.
|
|
Защита от коррозии |
|
293-303 |
Применение заводских эпоксидных покрытий для антикоррозионной защиты подземных трубопроводов
А. М. Ефремов a, П. Д. Волянский a, П. О. Ревин b, С. В. Ануфриев b
a ПАО «Транснефть», Пресненская набережная, 4, стр. 2, 123112, Москва, Россия
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-3-293-303
Аннотация: При сооружении трубопроводов в России, странах Европы и Африки наиболее распространенным является применение труб с трехслойными полиэтиленовыми покрытиями. В то же время опыт строительства магистральных нефте- и газопроводов в США, Канаде, ряде других стран свидетельствует о возможности использования эпоксидных покрытий в качестве эффективной антикоррозионной защиты труб. В этой связи была начата научно-исследовательская работа по определению целесообразности применения двухслойных эпоксидных покрытий для антикоррозионной защиты магистральных трубопроводов подземной прокладки, эксплуатируемых организациями системы «Транснефть». Цель настоящего исследования – оценка технической и экономической целесообразности использования эпоксидных покрытий как альтернативы полиэтиленовой изоляции трубопроводов. Были проведены лабораторные исследования образцов трех систем эпоксидных покрытий, осуществлен сравнительный анализ технических свойств эпоксидной и полиэтиленовой изоляции. Установлено, что эпоксидные покрытия превосходят полиэтиленовые по ряду свойств, в частности обладают повышенной стойкостью к температурным воздействиям, УФ-излучению, катодному отслаиванию, а также повышенной механической прочностью, что позволяет обеспечить сохранность покрытия при строительстве трубопроводов методом наклонно-направленного бурения и прокладке в скальных грунтах. Основные мощности по производству сырья для эпоксидных порошковых покрытий локализованы в России, в то время как сырье для полиэтиленовых покрытий в основном производится за рубежом. Установлена экономическая целесообразность применения двухслойного эпоксидного покрытия как альтернативы трехслойному полиэтиленовому покрытию для трубопроводов больших диаметров – более 720 мм. Для внедрения труб с двухслойным эпоксидным покрытием на объектах ПАО «Транснефть» проводится его апробация, включающая строительство опытного участка трубопровода.
Ключевые слова: эпоксидное покрытие, полиэтиленовое покрытие, антикоррозионная защита, подземный трубопровод.
Для цитирования:
Применение заводских эпоксидных покрытий для антикоррозионной защиты подземных трубопроводов / А. М. Ефремов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 3. С. 293–303.
Список литературы:↓
[1] Трубопроводная система Восточная Сибирь – Тихий океан : официальный сайт ПАО «Транснефть». https://www.transneft.ru/about/projects/realized/espo/ (дата обращения: 27.10.2020).
[2] Газопровод Ямал – Европа. Поставки российского газа в Западную Европу : официальный сайт ПАО «Газпром». https://www.gazprom.ru/projects/yamal-europe/ (дата обращения: 27.10.2020).
[3] Газопровод «Северный поток». Газопровод, напрямую соединивший Россию и Европу : официальный сайт ПАО «Газпром». https://www.gazprom.ru/projects/nord-stream/(дата обращения: 27.10.2020).
[4] Trans-Mediterranean Natural Gas Pipeline. https://www.hydrocarbons-technology.com/projects/trans-med-pipeline/(дата обращения: 27.10.2020).
[5] Kehr J. A. Fusion-Bonded Epoxy (FBE). A foundation for pipeline corrosion protection. NACE International. Houston. TX 77084. P. 65.
[6] Низьев С. Г., Ухов А. В. Заводские эпоксидные покрытия труб. Перспективы, области применения // Коррозия Территории Нефтегаз. 2012. № 1. С. 40–44.
[7] Низьев С. Г. О противокоррозионной защите магистральных и промысловых трубопроводов современными полимерными покрытиями // Территория Нефтегаз. 2009. № 10. С. 34–43.
[8] Катаев А. Д., Хейфец Ю. Б. Внешние двухслойные эпоксидные покрытия Scotchkote для стальных труб: преимущества и опыт применения в России // Коррозия Территории Нефтегаз. 2012. № 1. С. 56–58.
[9] Папков М. А. Внешняя антикоррозионная защита трубопроводов. Двухслойные порошковые эпоксидные системы: опыт применения и развитие // Коррозия Территории Нефтегаз. 2015. № 1. С. 50–51.
[10] Keystone XL Pipeline. https://www.keystonexl.com/ (дата обращения: 27.10.2020).
[11] Pipeline System. https://www.transmountain.com/pipeline-system (дата обращения: 27.10.2020).
[12] West-East Gas Pipeline Project. http://www.china.org.cn/english/features/Gas-Pipeline/37313.htm (дата обращения: 27.10.2020).
[13] BUD Natural Gas Pipeline – Trinidad and Tobago – Fluor EPCM. https://www.fluor.com/projects/ngl-pipeline-construction-management (дата обращения: 27.10.2020).
[14] Epic start for QSN 3 expansion. https://www.pipeliner.com.au/2010/07/20/epic-start-for-qsn-3-expansion/ (дата обращения: 27.10.2020).
[15] Суриков В. И., Ревин П. О., Фридлянд И. Я. Технические решения по теплоизоляции линейной части трубопроводной системы Заполярье – Пурпе // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2013. № 1. С. 12–16.
[16] Низьев С. Г., Ухов А. В. Заводские эпоксидные покрытия труб. Перспективы, области применения // Коррозия Территории Нефтегаз. 2012. № 1. С. 40–44.
|
|
Энергетика и электрооборудование |
|
304-309 |
Методика критериальной оценки энергоэффективности магистральных насосов
Е. А. Рябцев a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-3-304-309
Аннотация: В настоящее время об энергоэффективности насосного агрегата судят на основании результатов приемо-сдаточных испытаний – по значению КПД в номинальной рабочей точке. Опыт эксплуатации насосов на объектах нефтепроводного транспорта показывает, что реальная рабочая точка насоса отличается от номинальной. Данное расхождение объясняется вариативностью режимов работы насосных установок. В этой связи предлагается оценивать энергоэффективность насоса по результатам испытаний исходя из реальных условий функционирования насосного оборудования – в рабочем диапазоне, необходимом для перекачки нефти (нефтепродуктов) с учетом изменения потребной подачи и напора гидросистемы. Существующие методики оценки энергоэффективности насосов в рабочем диапазоне имеют ограничения для применения на объектах магистральных нефтепроводов. В настоящей работе предлагается использовать с этой целью критериальную оценку по характерным точкам в диапазоне подач. Сформулированы основные положения разработанной методики. Сделан вывод о том, что ее применение при приемо-сдаточных испытаниях позволит улучшить качество оборудования, поставляемого на производственные объекты, а следовательно, энергоэффективность НПС.
Ключевые слова: магистральный насос, КПД насоса, энергетическая эффективность, рабочая характеристика насоса, технологический режим.
Для цитирования:
Рябцев Е. А. Методика критериальной оценки энергоэффективности магистральных насосов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 3. С. 304–309.
Список литературы:↓
[1] Костюк А. В., Соколов С. А. Насосное оборудование: современный подход к повышению эффективности // Сантехника. 2019. № 4. C. 30–33.
[2] Stoffel B. The concept of the minimum efficiency index (MEI) for pumps // Assessing the Energy Efficiency of Pumps and Pump Units. 2015. P. 85–93.
[3] Carravetta A., Oreste F. Minimum Efficiency Index: testing its performance // World Pumps. 2017. No. 4. P. 34–37.
[4] Зотов Б. Н. К вопросам прогнозирования энергопотребления при транспортировке нефти и энергосбережения на нефтепроводах // Территория Нефтегаз. 2016. № 10. С. 94–100.
[5] Нефтяные магистральные насосы: параллельное или последовательное включение на НПС / И. Б. Твердохлеб [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011. № 2. С. 17–19.
[6] Современные тенденции развития насосостроения для нефтегазовой отрасли / И. Р. Байков [и др.]. Территория Нефтегаз. 2017. № 5. С. 30–36.
[7] Вязунов Е. В., Бархатов А. Ф. Оценка погрешности аппроксимации характеристик насосов и возможности косвенного определения расхода // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014. № 1. С. 32–35.
[8] Перспективные подходы к определению значений КПД магистральных насосных агрегатов / В. И. Воронов [и др.] // Насосы. Турбины. Системы. 2019. № 2. С. 37–42.
[9] Лопастные насосы: справочник / В. А. Зимницкий [и др.]. Л. : Машиностроение, 1986. 334 с.
[10] Ломакин А. А. Центробежные и осевые насосы. М. : Машиностроение, 1966. 364 c.
|
|
Экология |
310-319 |
Применение отработанных нефтепродуктов как топлива для термического обезвреживания отходов
А. В. Николаева a, В. А. Кожевников a, В. А. Черных a, О. В. Найденов b, Р. Р. Давлетяров b, А. В. Сальников b
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
b ООО «Транснефть – Порт Приморск», 188910, Россия, Ленинградская обл., Выборгский район, Приморск, Портовый проезд (Приморская тер.) 7
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-3-310-319
Аннотация: Все процессы оборота нефти и нефтепродуктов сопровождаются образованием различных нефтесодержащих отходов, часть которых составляют отработанные нефтепродукты, имеющие энергетическую ценность. Кроме того, в народном хозяйстве образуются массивы отходов иного происхождения, которые также требуют утилизации и/или обезвреживания. В процессе реконструкции инсинераторного комплекса ООО «Транснефть – Порт Приморск» реализована энерго- и ресурсосберегающая технология термического обезвреживания твердых отходов. Разработана и внедрена в эксплуатацию установка КТО-100, сжигающая в качестве топлива отработанные нефтепродукты и дизельное топливо. Теплота, полученная в процессе термического обезвреживания отходов, поступает в тепловую сеть участка очистных сооружений на собственные нужды предприятия. Результаты испытаний и контроля состава промышленных выбросов КТО-100 за время опытной эксплуатации подтвердили устойчивые показатели минимальных (существенно ниже действующих нормативов) концентраций загрязнителей. Установка КТО-100, реализованная на базе ООО «Транснефть – Порт Приморск», соответствует регламентированным на федеральном уровне критериям наилучшей доступной технологии. При реконструкции инсинераторного комплекса в ООО «Транснефть – Порт Приморск» применены инновационные материалы и реализованы технические решения в совокупности, которой на сегодня нет аналогов в России.
Ключевые слова: инсинератор, отработанные нефтепродукты, дизельное топливо, энергосбережение, наилучшая доступная технология, охрана окружающей среды.
Для цитирования:
Применение отработанных нефтепродуктов как топлива для термического обезвреживания отходов // А. В. Николаева [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 3. С. 310–319.
Список литературы:↓
[1] Николаева А. В., Кожевников В. А., Черных В. А. Анализ потенциала использования отработанных нефтепродуктов на собственные нужды в организациях системы «Транснефть» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 1. С. 70–83.
[2] Кожевников В. А., Попов С. К. Энергоэффективное использование отработанных нефтепродуктов как топлива // Вестник МЭИ. 2020. № 2. С. 42–51.
[3] Росляков П. В., Проскурин Ю. В., Кожевников В. А. Моделирование процесса горения нефти с подмесом подтоварной воды в жаротрубных котлах // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. № 2. С. 94–101.
[4] Промышленные тепломассообменные процессы и установки / А. М. Бакластов [и др.]. М. : Энергоатомиздат, 1986. 328 с.
[5] Бакластов А. М., Удыма П. Г., Горбенко В. А. Проектирование, монтаж и эксплуатация тепломассообменных установок. М. : Энергоатомиздат, 1981. 336 c.
[6] Гаряев А. Б. Исследование распределения температур и энтальпий теплоносителей в поверхностных конденсационных теплоутилизаторах // Теплоэнергетика. 2005. № 7. С. 55–59.
[7] Бернадинер М. Н., Шурыгин А. П. Огневая переработка и обезвреживание промышленных отходов. М. : Химия, 1990. 304 с.
[8] Бернадинер И. М. Диоксины и другие токсиканты при высокотемпературной переработке и обезвреживании отходов. М. : МЭИ, 2007. 48 с.
[9] Идентификация и прогнозирование результативности применения наилучших доступных технологий обезвреживания нефтесодержащих отходов / А. В. Николаева [и др.] // Экологический вестник России. 2017. № 2. С. 14–18.
[10] Разработка методики оценки затрат при переходе на наилучшие доступные технологии энергетической отрасли / П. В. Росляков [и др.] // Теплоэнергетика. 2019. № 7. С. 68–74.
[11] Oil and petroleum products explained / U.S. Energy Information Administration. 2020. https://www.eia.gov/energyexplained/oil-and-petroleum-products/use-of-oil.php (дата обращения: 14.01.2021).
[12] Energy, transport and environment statistics / European Union, 2019. https://ec.europa.eu/eurostat/documents/3217494/10165279/KS-DK-19-001-EN-N.pdf/76651a29-b817-eed4-f9f2-92bf692e1ed9 (дата обращения:14.01.2021).
|
|
320-327 |
Оценка экологических рисков при выполнении работ на объектах строительства
Р. Н. Ситдикова, Е. А. Вайчулис a
a ООО «Транснефть Надзор», 57, 119180, Россия, Москва, ул. Большая Полянка
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-3-320-327
Аннотация: Соблюдение требований законодательства Российской Федерации и международных соглашений по охране окружающей среды является обязательным при выполнении всех видов строительно-монтажных работ. Организация эффективного производственного (строительного) контроля за соблюдением требований экологической безопасности позволяет минимизировать риски аварий, инцидентов, отказов оборудования, избежать штрафов, сверхлимитных платежей, репутационных потерь. С целью снижения природоохранных нарушений при проведении работ на объектах строительства предложено применение риск-ориентированного подхода в рамках производственного контроля. Для расчета показателя риска авторами проведен анализ нарушений природоохранного законодательства, определены значимые расчетные параметры, разработаны формы проверочных листов контроля соблюдения требований природоохранного законодательства подрядной организацией при проведении строительных работ. Апробация риск-ориентированного подхода осуществлена на объектах технического перевооружения организаций системы «Транснефть». По результатам апробации даны предложения для внесения изменений в нормативную документацию ПАО «Транснефть».
Ключевые слова: экологическая безопасность строительства, экологическая безопасность, строительный контроль, оценка рисков, риск-ориентированный подход, управление рисками.
Для цитирования:
Ситдиков Р. Н., Вайчулис Е. А. Оценка экологических рисков при выполнении работ на объектах строительства // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 3. С. 320–327.
Список литературы:↓
[1] Охрана окружающей среды : практическое пособие для разработчиков проекта строительства. М. : ФГУП «ЦЕНТРИНВЕСТпроект», 2006. 8 с.
[2] О состоянии и об охране окружающей среды Российской Федерации в 2019 году : государственный доклад. М. : Минприроды России; МГУ имени М. В. Ломоносова, 2020. 873 с.
[3] Политика в области охраны труда, энергоэффективности, промышленной и экологической безопасности : официальный сайт ПАО «Транснефть». https://www.transneft.ru/development/politika-v-oblasti-/ (дата обращения: 21.08.2019).
[4] Крышкин О. Настольная книга по внутреннему аудиту: риски и бизнес-процессы. М. : Альпина Паблишер, 2018.477 с.
[5] Орехов Д. И. Оценка экологических рисков в проектировании // Справочник эколога. 2018. № 8. С. 78–83.
[6] Орехов Д. И. Оценка экологических рисков в проектировании (продолжение) // Справочник эколога. 2018. № 9. С. 74–82.
[7] Орехов Д. И. Оценка экологических рисков в проектировании (продолжение) // Справочник эколога. 2018. № 10. С. 62–71.
|
|
Техническое регулирование |
328-337 |
Совершенствование системы оценки соответствия с целью повышения качества трубной продукции
О. В. Аралов a, И. В. Буянов a, С. И. Вьюнов a, М. А. Ткачук a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-3-328-337
Аннотация: Нормирование качества трубной продукции является ключевым инструментом, влияющим на системную надежность, безопасность и эффективность функционирования объектов магистральных трубопроводов. В статье рассмотрены особенности оценки соответствия стальных труб, предназначенных для строительства, ремонта и реконструкции линейной части нефте- и нефтепродуктопроводов. Проведен сравнительный анализ технических требований к трубной продукции, установленных отраслевыми нормативными документами, международными и национальными стандартами. Выделены проблемные вопросы, связанные с оценкой соответствия труб, применяемых на объектах нефтепроводного транспорта. Отмечено, что проблема повышения качества труб актуальна как для операторов магистральных трубопроводов, так и для заводов – изготовителей трубной продукции. На основе практического опыта определено, что наилучшие результаты в области контроля и повышения качества труб обеспечивает реализация комплекса мероприятий, сочетающего «классическую» процедуру оценки соответствия (сертификации) с методической базой, позволяющей на основе статистических данных об отказах и браке в условиях эксплуатации трубной продукции эффективно решать задачи по управлению ее качеством.
Ключевые слова: качество труб, сертификация и контроль качества, оценка соответствия, трубная продукция, надежность трубопровода
Для цитирования:
Совершенствование системы оценки соответствия с целью повышения качества трубной продукции / О. В. Аралов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 3. С. 328–337.
Список литературы:↓
[1] Лисин Ю. В., Фридлянд Я. М., Аралов О. В. Повышение надежности оборудования магистральных нефтепроводов // Стандарты и качество. 2015. № 8. С. 36–40.
[2] Макаров Г. И. По ступеням нормативной иерархии. Подтверждение соответствия труб большого диаметра для магистральных газопроводов нормативным требованиям по показателям вязкости разрушения // Деловой журнал Neftegaz.RU. 2014. № 5. С. 18–22.
[3] Нестеров Г. В., Зуев С. М. Технические требования к трубам для магистрального нефтепровода Заполярье – НПС «Пурпе» // Металлург. 2011. № 7. С. 59–61.
[4] Ивакин А. В., Макаров Г. И. Нефтепровод Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО) – уникальный объект трубопроводного транспорта нефти // Территория Нефтегаз. 2007. № 5. С. 52–57.
[5] Трубы для строительства нефтепровода БТС-2. Технические требования / Г. В. Нестеров [и др.] // Территория Нефтегаз. 2007. № 10. С. 62–64.
[6] Разработка и утверждение национального стандарта «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Трубы стальные. Технические условия» / П. И. Шотер [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 4. С. 113–119.
[7] Макаров Г. И. Регулирование качества труб. Принципы разработки федеральных нормативных документов, регламентирующих свойства трубной продукции для магистральных трубопроводов в условиях импортозамещения // Деловой журнал Neftegaz.RU. 2015. № 11–12. С. 14–20.
[8] Эфрон Л. И. Металловедение в «большой» металлургии. Трубные стали. М. : Металлургиздат, 2012. 696 с.
[9] Развитие технологий ТМКП на МКС 5000 и их применение при реализации проектов трубопроводов с экстремальными параметрами / В. И. Ильинский [и др.] // Развитие технологий производства стали, проката и труб на Выксунской производственной площадке: сборник трудов / под ред. А. М. Барыкова. М. : Металлургиздат, 2016. С. 340–377.
[10] Освоение технологии производства листа и труб для подводных трубопроводов / А. М. Барыков [и др.] // Развитие технологий производства стали, проката и труб на Выксунской производственной площадке: сборник трудов / под ред. А. М. Барыкова. М. : Металлургиздат, 2016. С. 390–404.
[11] Разработка экономнолегированной трубной стали класса прочности К60 / М. А. Ткачук [и др.] // Металлург. 2017. № 6. С. 41–47.
[12] Идентификация трубных сталей отечественного и зарубежного производства / Ю. В. Лисин [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2018. № 2. С. 90–95.
[13] Аралов О. В. Отраслевая система оценки соответствия оборудования и материалов, применяемых в ОАО «АК «Транснефть» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 2. С. 24–27.
[14] Аралов О. В., Буянов И. В. Оценка соответствия продукции в России и за рубежом // Тезисы докладов XII Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт – 2017». Уфа: УГНТУ, 2017. С. 10–12.
[15] Автоматизированный контроль процессов оценки соответствия продукции, применяемой в ПАО «Транснефть» / О. В. Аралов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 4. C. 426–435.
|
|
338-345 |
Проблемы регулирования применения химических реагентов для обеспечения безопасности и эффективности процессов добычи, подготовки и транспортировки нефти
И. И. Хасбиуллин a, А. А. Шматков a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-3-338-345
Аннотация: Химические реагенты активно используются в нефтяной отрасли для решения практических задач и совершенствования технологических процессов. При этом на сегодняшний день в России не определен единый, регламентированный нормативно-правовым документом надлежащей юридической силы, порядок применения и контроля качества химических реагентов при добыче, сборе, подготовке и трубопроводном транспорте нефти. С целью обоснования необходимости совершенствования технического регулирования в указанной области проведен анализ нормативно-правовой базы, требований к данному виду химической продукции, процедуры ее сертификации, правил и порядка допуска к применению. Установлено, что в настоящее время использование химических реагентов в нефтяной отрасли почти в полной мере регулируется внутренними нормативными документами компаний – потребителей этих химических веществ, что имеет издержки и недостаточно для эффективного функционирования системы технического регулирования в рассматриваемой области. Представляется целесообразным вернуться к ранее существовавшей практике общего нормативно-правового регулирования применения химических реагентов в процессах добычи, сбора, подготовки и трубопроводного транспорта нефти, а также обязательной сертификации данного вида продукции. Необходимо продолжать деятельность по обеспечению эффективности и безопасности применения химических реагентов: совершенствовать нормативную базу и систему контроля качества, разрабатывать новые методики испытаний и инструкции по применению. Все эти меры должны реализовываться не только на отраслевом, но и на государственном уровне.
Ключевые слова: химические реагенты, противотурбулентные присадки, депрессорные присадки, ингибиторы парафиноотложений, сертификация продукции.
Для цитирования:
Хасбиуллин И. И., Шматков А. А. Проблемы регулирования применения химических реагентов для обеспечения безопасности и эффективности процессов добычи, подготовки и транспортировки нефти // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 3. С. 338–345.
Список литературы:↓
[1] Щелкачев В. Н. Отечественная и мировая нефтедобыча: история развития, современное состояние и прогнозы // Георесурсы. 2001. № 4. С. 22.
[2] Мастобаев Б. Н. История применения химических реагентов и технологий в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов : дис. … докт. техн. наук. Уфа : Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2003. 362 с.
[3] Валиев М. И., Хасбиуллин И. И., Казаков В. В. Особенности применения противотурбулентных присадок на основе полиальфаолефинов при различной температуре нефти // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 5. С. 32–37.
[4] Федоров В. Т., Казаков В. В., Челинцев С. Н. Совершенствование технологии применения депрессорной присадки при транспортировке высокозастывающей смеси нефтей Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2013. № 2. С. 28–32.
[5] Дубовой Е. С., Хафизов Н. Н., Кузнецов А. А. Подход к оценке эффективности ингибиторов парафиноотложения // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 4. С. 402–407.
[6] Нанотехнологии для снижения гидравлического сопротивления трубопроводов / Р. Н. Бахтизин [и др.]. СПб. : Недра, 2018. 352 с.
[7] Маркин А. Н., Низамов Р. Э., Суховерхов С. В. Нефтепромысловая химия: практическое руководство. Владивосток : Дальнаука, 2011. 288 с.
[8] Повышение эффективности использования химических реагентов в ОАО «НК «Роснефть» / Г. Г. Гилаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2012. № 11. С. 22–24.
[9] Деятельность экспертного центра по химизации производственных процессов в ООО «РН-УфаНИПИнефть» / В. Н. Гусаков [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. № 4. С. 128–137.
[10] Анализ проблем, связанных с образованием отложений в процессах переработки нефти и ростом коррозионного износа оборудования на НПЗ / С. В. Винтилов [и др.] // Электронный журнал «Химическая техника». 2015. № 6. http://chemtech.ru/analiz-problem-svjazannyh-sobrazovaniem-otlozhenij-v-processah-pererabotki-nefti-i-rostomkorrozionnogo-iznosa-oborudovanija-na-npz/ (дата обращения: 17.10.2019).
[11] Хлорорганику необходимо запретить : интервью заместителя вице-президента – директора департамента учета и планирования грузопотоков ПАО «Транснефть» Игоря Кацала // Трубопроводный транспорт нефти. 2019. № 6. С. 10–15.
[12] Почему нельзя использовать поглотители (скавенджеры) сероводорода и меркаптанов на основе формальдегида // Новости АО «ВНИИУС». 15 марта 2016. http://vniius.com/news/pochemu-nelzya-ispolzovat-poglotiteli-skavendzheryiserovodoroda-i-merkaptanov-na-osnove-formaldegida/ (дата обращения: 18.10.2019).
[13] Степанова Т. В. Влияние реагентов, используемых при добыче нефти, на свойства нефтяного сырья и процессы его первичной переработки : дис. … канд. техн. наук. М. : Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина, 2006. 169 с.
[14] Испытания по определению содержания хлорорганических соединений. https://gcssnph.ru/ (дата обращения: 29.10.2019).
[15] Реестр ОВП. https://niitn.transneft.ru/about/activity/reestr_ovp/ (дата обращения: 29.10.2019).
|
|
Автоматика, телемеханика и связь |
346-356 |
Применение методов статического анализа исходного кода для обеспечения безопасности АСУТП
А. В. Кныш a, Д. А. Кобзев a, О. Н. Давиденко a, С. А. Детистов a, И. А. Шечев b, А. А. Хенерина b, И. И. Уляшев b
a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, 4, стр. 2
b АО «Транснефть – Верхняя Волга», 603006, Россия, Нижний Новгород, пер. Гранитный, 4/1
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-3-346-356
Аннотация: В условиях существующего многообразия автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУТП), возрастающих рисков компьютерных инцидентов, обусловленных развитием информационных технологий, неизменно актуальными являются вопросы повышения качества программного обеспечения (ПО) АСУТП. В настоящей статье на примере АСУТП организаций системы «Транснефть» представлена возможность использования методов статического анализа исходного кода ПО с целью обеспечения информационной безопасности АСУТП. Рассмотрены причины низкого качества ПО и подходы к его повышению. Проанализированы методы анализа исходного кода ПО (статический, динамический, интерактивный), сделан вывод о том, что наиболее перспективной является комбинация трех видов статического анализа: сигнатурного анализа, анализа потока управления, анализа потока данных. Указанная комбинация легла в основу методики выявления ошибок, потенциально опасных конструкций, логических бомб и неиспользуемых переменных в ПО АСУТП, разработанной в рамках научно-исследовательской работы «Создание системы анализа исходного кода программного обеспечения автоматизированных систем управления технологическими процессами». Основным достоинством созданной методики является ее инвариантность по отношению к языкам программирования и разновидностям дефектов. При этом общий алгоритм поиска дефектов остается неизменным: меняются только сигнатуры, правила выявления.
Ключевые слова: автоматизированная система управления технологическими процессами, информационная безопасность, программное обеспечение, прикладное программное обеспечение, статический анализ, исходный код.
Для цитирования:
Применение методов статического анализа исходного кода для обеспечения безопасности АСУТП / А. В. Кныш [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 3. С. 346–356.
Список литературы:↓
[1] Микеров А. Первые регуляторы паровых машин // Control Engineering Россия. 2014. № 4. С. 108–111.
[2] Maxwell J. C. On governors // The Proceedings of the Royal Society. 1868. No. 100. P. 270–283. Пер. на русс.: Максвелл Д. К., Вышнеградский И. А., Стодола А. Теория автоматического регулирования (линеаризованные задачи). М. : Изд-во АН ССС, 1949.
[3] Wischnegradski. Sur la theorie generale des regulateurs // Comptes rendus hebdomodaires des séances de l’Academie des sciences. 1876. Vol. 83. P. 318–321. Пер. на русс.: Максвелл Д. К., Вышнеградский И. А., Стодола А. Теория автоматического регулирования (линеаризованные задачи). М. : Изд-во АН ССС, 1949. С. 43–88.
[4] Texaco Closes the Loop and Computer Runs Port Arthur Refining Unit // Business week. 1959. No. 4. http://www.bitsavers.org/pdf/trw/rw-300/Texaco_Port_Arthur_Apr59.pdf (дата обращения: 28.04.2020).
[5] Аджиев В. Мифы о безопасном ПО: уроки знаменитых катастроф // OSP – Гид по технологиям цифровой трансформации. 1998. № 6.
[6] Boeing признал наличие ошибки в бортовой электронике лайнера 737 Max : официальный сайт Deutsche Welle. https://www.dw.com/ru (дата обращения: 29.06.2020).
[7] Jezequel J.-M., Meyer B. Design by сontract: the lessons of Ariane. 1997. https://archive.eiffel.com/doc/manuals/technology/contract/ariane (дата обращения: 29.06.2020).
[8] Мякишев Д. В. Принципы и методы создания надежного программного обеспечения АСУТП : методическое пособие. М. : Инфра-Инженерия, 2017. 115 с.
[9] Марков А. С., Фадин А. А. Проблемы автоматизации выявления программных закладок и дефектов безопасности кода методом статического сигнатурного анализа : сборник трудов конференции «Информационные технологии в управлении» (ИТУ 2012). Санкт-Петербург, 2012. С. 717–722.
[10] Марков А. С., Фадин А. А. Статический сигнатурный анализ безопасности программ // Программная инженерия и информационная безопасность. 2013. № 1. С. 50–56.
[11] Аветисян А. И., Белеванцев А. А., Чухляев И. И. Технологии статического и динамического анализа уязвимостей программного обеспечения // Вопросы кибербезопасности. 2014. № 3. С. 20–28.
[12] Казарин О. В., Шубинский И. Б. Надежность и безопасность программного обеспечения. М. : Юрайт, 2020. 342 c.
[13] Использование статического анализа для поиска уязвимостей и критических ошибок в исходном коде программ / А. И. Аветисян [и др.] // Труды Института системного программирования РАН. Т. 21. 2011. С. 23–38.
[14] Казарин О. В. Теория и практика защиты программ. М. : МГУЛ, 2004. 450 с.
|
