|
Прочность, надежность, долговечность |
364-371 |
Обоснование вероятностных коэффициентов запаса как фактора оптимизации металлоемкости трубопроводов и допустимого рабочего давления
Ю. Г. Матвиенко a, Д. А. Кузьмин b, В. В. Зацаринный a, М. С. Пугачев a, В. В. Потапов b
a Институт машиноведения им. А. А. Благонравова РАН (ИМАШ РАН), 101000, Россия, Москва, Малый Харитоньевский пер., 4
b АО «Всесоюзный научно-исследовательский институт атомных электростанций» (АО «ВНИИАЭС»), 109507, Россия, Москва, Ферганская ул., 25
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-4-364-371
Аннотация: Проведен анализ влияния коэффициентов вариации сопротивления материала разрушению и коэффициентов вариации нагрузки на вероятность разрушения и, следовательно, на коэффициенты запаса по характеристикам сопротивления материала разрушению при заданных показателях вероятности разрушения. Снижение неопределенности в условиях нагружения и повышение качества материала позволяют снизить коэффициенты запаса по пределу текучести и вязкости разрушения для заданных целевых показателей безопасности. На примере трубных сталей марок Ст 20 и 16ГС показана возможность снижения коэффициента запаса по пределу текучести до значений nТ = 1,45 при коэффициенте вариации нагрузки 0,1 и сохранении целевого показателя безопасности в терминах вероятности разрушения на уровне 10–4. Возможность снижения коэффициентов запаса по пределу текучести и вязкости разрушения при заданных целевых показателях безопасности в терминах вероятности разрушения позволяет оптимизировать металлоемкость и максимальные допустимые давления в эксплуатируемых трубопроводах.
Ключевые слова: вязкость разрушения, трещиноподобные дефекты, вероятность разрушения, надежность трубопроводов, эксплуатационная надежность, металлоемкость, коэффициент запаса, вероятностно-статистические методы.
Для цитирования:
Обоснование вероятностных коэффициентов запаса как фактора оптимизации металлоемкости трубопроводов и допустимого рабочего давления / Ю. Г. Матвиенко [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 4. С. 364–371.
Список литературы:↓
[1] Лисин Ю. В., Неганов Д. А., Сергаев А. А. Определение допустимых рабочих давлений для длительно эксплуатируемых магистральных трубопроводов по результатам внутритрубной диагностики // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 6. С. 30–37.
[2] Matvienko Yu. G. The simplified approach for estimating probabilistic safety factors in fracture mechanics // Engineering Failure Analysis. 2020. Vol. 117. Article 104814.
[3] Матвиенко Ю. Г. Двухпараметрическая механика разрушения. М. : Физматлит, 2021. 208 с.
[4] Hadj Meliani M., Pluvinage G., Matvienko Yu. G. Corrosion defect assessment on pipes using limit analysis and notch fracture mechanics // Engineering Failure Analysis. 2011. Vol. 18. Is. 1. P. 271–283.
[5] Wilson R. A comparison of the simplified probabilistic method in R6 with the partial safety factor approach // Engineering Failure Analysis. 2007. Vol. 14. P. 489–500.
[6] Probabilistic safety assessment of components / E. Roos [et al.] // International Journal of Pressure Vessels and Piping. 2011. Vol. 88. Is. 1. P. 19–25.
[7] Burdekin F. M. General principles of the use of safety factors in design and assessment // Engineering Failure Analysis. 2007. Vol. 14. Is. 3. P. 420–433.
[8] Капур К., Ламберсон Л. Надежность и проектирование систем. М. : Мир, 1980. 604 с.
[9] Sprung I. Invariance of safety factor in probabilistic fracture mechanics analysis // International Journal of Pressure Vessels and Piping. 2003. Vol. 80. Is. 6. P. 367–378.
[10] Махутов Н. А., Зацаринный В. В., Резников Д. О. Особенности статистических подходов при оценке статической прочности // Безопасность в техносфере. 2014. № 2. С. 33–39.
[11] Махутов Н. А., Резников Д. О. Сопоставление детерминированных и вероятностных оценок прочности конструктивных элементов технических систем при серийных нагрузках // Проблемы машиностроения и надежности машин. 2014. № 5. С. 41–46.
[12] Неганов Д. А. Комплексный анализ прочности магистральных нефтепроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 2. C. 128–136.
[13] Неганов Д. А. Основы детерминированных нормативных методов обоснования прочности трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 6. С. 608–617.
[14] Haldar A., Mahadevan S. Probability, reliability and statistical methods in engineering design. New York : Wiley, 2000. 320 p.
|
|
372-377 |
Упругопластический изгиб трубопровода при комбинированном нагружении
В. М. Варшицкий a, Е. П. Студёнов a, О. А. Козырев a, Э. Н. Фигаров a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-4-372-377
Аннотация: Рассмотрена задача упругопластического деформирования тонкостенной трубы при комбинированном нагружении изгибающим моментом, осевой силой и внутренним давлением. Решение задачи осуществлено по разработанной методике с помощью математического пакета Matcad численным методом, основанным на деформационной теории пластичности и безмоментной теории оболочек. Для упрощения решения предложено сведение двумерной задачи к одномерной задаче о деформировании балки, материал которой имеет различные диаграммы деформирования при сжатии и растяжении в осевом направлении. Проведено сравнение с результатами численного решения двумерной задачи методом конечных элементов в упругопластической постановке. Результаты расчета по инженерной методике совпадают с точным решением с точностью, необходимой для практического применения. Полученные результаты упругопластического решения для изгибающего момента в сечении трубопровода при комбинированном нагружении позволяют уточнить известное критериальное соотношение прочности сечения трубопровода с кольцевым дефектом в сторону снижения перебраковки. Применение разработанной методики позволяет ранжировать участки трубопровода с непроектным изгибом по степени близости к предельному состоянию при комбинированном нагружении изгибающим моментом, продольным усилием и внутренним давлением.
Ключевые слова: прочностные расчеты, изгибные напряжения, упругий изгиб, продольные деформации, осевая сила, внутреннее давление, изгибающий момент, предельное состояние, метод конечных элементов, магистральный трубопровод.
Для цитирования:
Упругопластический изгиб трубопровода при комбинированном нагружении / В. М. Варшицкий [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 4. С. 372–377.
Список литературы:↓
[1] Варшицкий В. М., Козырев О. А., Богач А. А. Предельное состояние трубопровода с кольцевым дефектом // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 4. C. 408–416.
[2] Механика катастроф. Определение характеристик трещиностойкости конструкционных материалов: методические рекомендации. Т. 2. М. : ФЦНТП ПП «Безопасность», Ассоциация КОДАС, 2001. 254 с.
[3] Пестриков В. М., Морозов Е. М. Механика разрушения: курс лекций. СПб. : Профессия, 2012. 552 с.
[4] Бiлобран Б. С., Кiнаш О. Б. Пружнопластичний стан тонкостiнноi труби пiд тиском при згинi з ростягом // Проблемы прочности. 1998. № 6. C. 99–105.
[5] Бiлобран Б. С., Кiнаш О. Б. Пружнопластичний стан труби з нерiвномiрною товщиною стiнки при комбiнованому навантаженнi // Проблемы прочности. 2002. № 2. C. 110–120.
[6] Неганов Д. А., Варшицкий В. М., Козырев О. А. Анализ несущей способности трубопровода при действии эксплуатационных нагрузок // Нефтяное хозяйство. 2017. № 7. C. 95–98.
[7] Investigation of plastic collapse criteria for defects in line pipe girth welds during bending / M. J. Worswick [et al.] // Welding of Pipelines. 1986. Vol. 1. November. P. 45–58. P. 30.
[8] Miller A. G. Review of limit loads of structures containing defects // Int. Journal of Pressure Vessels and Piping. 1988. Vol. 32. Issues 1–4. P. 197–327.
[9] Bai Y., Hauch S., Jensen J. C. Local buckling and plastic collapse of corroded pipes with yield anisotropy // Proceedings of the 9th International offshore and polar engineering conference. 1999 May 30–June 4, Brest, France. Vol. 2. P. 74–81.
[10] Assessment of pipeline girth weld defects / M. J. Chen [et al.] // Proceedings of the 10th International offshore and polar engineering conference. 2000 May 28–June 2, Seattle, Washington, USA.
[11] Hauch S., Bai Y. Bending moment capacity of groove corroded pipes // Proceedings of the 10th International offshore and polar engineering conference. 2000 May 28–June 2, Seattle, USA. Vol. 2. P. 253–262.
[12] Айнбиндер А. Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость. Справочное пособие. М. : Недра, 1991. 288 с.
|
|
Проектирование, строительство и эксплуатация |
|
378-387 |
Особенности проектирования подводных переходов магистральных трубопроводов в условиях русловой и пойменной многорукавности
В. М. Католиков a, Д. Б. Казиакбаров b, А. А. Мальцев b, А. О. Власова b
a Государственный гидрологический институт, 199004, Россия, Санкт-Петербург, 2-я линия Васильевского острова, 23
b АО «Гипротрубопровод», филиал «Тюменьгипротрубопровод», 625003, Россия, Тюмень, ул. Ленина, 2а
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-4-378-387
Аннотация: Многолетняя практика применения регламентных норм учета русловых процессов и механизма транспорта донных руслоформирующих наносов подтверждает надежность принятых расчетов для проектирования и строительства подводных переходов магистральных трубопроводов (ППМТ) через большинство средних и крупных рек России. Но для рек, «перегруженных» донными наносами, традиционные расчетные методики параметров подводной траншеи трубопровода с учетом заносимости оказываются недостаточными и требуют дополнительных решений. Данная проблема была выявлена при строительстве основной и резервной ниток ППМТ ВСТО-2 через реку Амур и обусловлена гидроморфологическими особенностями, спецификой водного режима и значительным расходом донных наносов, характерными для этого водного объекта. В настоящей статье представлена усовершенствованная технология разработки траншеи ППМТ путем создания так называемых ложных траншей на участках с максимальными удельными расходами донных наносов. На примере строительства ППМТ ВСТО-2 (резервная нитка через реку Амур) рассмотрены сложности проектирования и строительства трубопровода при значительных объемах транспорта донных наносов, проанализированы риски строительства в данных условиях, описаны планирование и реализация технического решения по созданию ложных траншей для перехвата донных наносов.
Ключевые слова: подводный переход, донные наносы, расход наносов, сток наносов, траншейный метод, подводная траншея, заносимость.
Для цитирования:
Особенности проектирования подводных переходов магистральных трубопроводов в условиях русловой и пойменной многорукавности / В. М. Католиков [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 4. С. 378–387.
Список литературы:↓
[1] Типовые расчеты при сооружении и ремонте нефтегазопроводов : учеб. пособие / Л. И. Быков [и др.]. СПб. : Недра, 2006. 824 с.
[2] Справочник по строительству подводных трубопроводов / В. Я. Канаев [и др.]. М. : ОАО «Подводтрубопроводстрой», 2000. 204 с.
[3] Бородавкин П. П. Подземные трубопроводы. М. : Недра, 1973. 304 с.
[4] Бородавкин П. П., Березин В. Л., Шадрин О. Б. Подводные трубопроводы. М. : Недра, 1979. 416 с.
[5] Бородавкин П. П., Таран В. Д. Трубопроводы в сложных условиях. М. : Недра, 1968. 304 с.
[6] Выбор метода строительства подводных переходов магистральных трубопроводов / А. К. Сапсай [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2017. № 11. С. 143–148.
[7] Строительство переходов магистральных трубопроводов через естественные и искусственные препятствия / З. З. Шарафутдинов [и др.]. Новосибирск : Сибирская издательская фирма «Наука», 2013. 339 с.
[8] Соловьев И. А. Перекаты Нижнего Амура. Хабаровск : ДВ филиал СО АН СССР, 1960. 100 с.
[9] Католиков В. М., Католикова Н. И. О возможных причинах изменения пропускной способности русла Амура у Хабаровска и Комсомольска-на-Амуре // Сборник работ по гидрологии «Экстремальные паводки в бассейне Амура: гидрологические аспекты». СПб : ФГБУ «ГГИ», ООО «ЭсПэХа», 2015. С. 62–82.
[10] Католиков В. М., Чубарова А. В. Экспериментальные исследования механизма формирования осередкового типа руслового процесса и русловой многорукавности // Сборник «Маккавеевские чтения – 2014». М. : МГУ, 2015. С. 43–56.
[11] Самохвалова О. А. Расчет расхода донных наносов в больших и малых равнинных реках при их движении в форме гряд // Водные пути и русловые процессы. 2015. Вып. 2. С. 162–177.
[12] Samokhvalova O. A. Selective methodology of bedload discharge calculations in rivers // Proceeding International scientific conference «Deltas: genesis, dynamics, modeling and sustainable development». 2014. P. 39–44.
|
|
388-395 |
Модифицированные формулы гидравлического расчета нефтепровода для условий изотермического течения степенной жидкости
М. З. Ямилев a, b, А. М. Масагутов c, А. К. Николаев d, В. В. Пшенин d, Н. А. Зарипова d, К. И. Плотникова d
a Научно-технический центр трубопроводного транспорта ООО «НИИ Транснефть» (НТЦ ООО «НИИ Транснефть»), 450055, Россия, Уфа, проспект Октября, 144/3
b Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ), 450062, Россия, Уфа, ул. Космонавтов, 1
c ООО «Меретояханефтегаз», 625048, Россия, Тюмень, ул. 50 лет Октября, 14
d Санкт-Петербургский горный университет, 199106, Россия, Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, 2
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-4-388-395
Аннотация: Теплогидравлический расчет неизотермических трубопроводов является наиболее важным гидравлическим расчетом в рамках решения задач обеспечения надежности и безопасности работы нефтепроводной системы. Для практических расчетов применяются формулы Дарси – Вейсбаха и Лейбензона. При этом в ряде случаев (короткие теплоизолированные участки, поверхностный обогрев нефтепроводов) можно использовать упрощенный подход к расчету, пренебрегая изменением температуры или учитывая температурные поправки. В настоящее время формулы для аналитического расчета движения высоковязких нефтей в форме уравнения Лейбензона получены только для ньютоновской и вязкопластичной жидкостей. Для степенной жидкости соответствующие зависимости отсутствуют, расчет ведется с использованием формулы Дарси – Вейсбаха. Целью настоящей статьи является представление формулы Дарси – Вейсбаха для изотермических течений степенной жидкости в форме уравнения Лейбензона. Данное представление позволит упростить процедуру проведения аналитических выкладок. В результате получены модифицированные уравнения Лейбензона для определения потери напора на участке нефтепровода в диапазоне индекса течения от 0,5 до 1,25. В указанном диапазоне относительное отклонение от результатов расчетов с использованием классических формул Метцнера – Рида и Ирвина не превышает 2 %.
Ключевые слова: гидравлический расчет, потери напора, степенная жидкость, неньютоновские жидкости.
Для цитирования:
Модифицированные формулы гидравлического расчета нефтепровода для условий изотермического течения степенной жидкости / М. З. Ямилев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 4. С. 388–395.
Список литературы:↓
[1] Совершенствование электрообогрева подводных морских трубопроводов / J. K. Lervik [и др.] // Промышленный электрообогрев и электроотопление. 2013. № 2. С. 30–37.
[2] Дидковская А. С., Лурье М. В. Итерационный алгоритм гидравлического расчета неизотермической перекачки нефти // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 2. С. 50–55.
[3] Технологии и методы интенсификации процесса подготовки высоковязкой нефти / Н. Г. Ибрагимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2016. № 7. С. 61–63.
[4] Перспективы применения противотурбулентной присадки для снижения энергозатрат тепловых станций при «горячей» перекачке / В. В. Жолобов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 256–265.
[5] 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.
[6] Череповицын А. Е., Липина С. А., Евсеева О. О. Инновационный подход к освоению минерально-сырьевого потенциала Арктической зоны РФ // Записки Горного института. 2018. Т. 232. С. 438–444.
[7] Palaev A. G., Shammazov I. A., Dzhemilev E. R. Research of the impact of ultrasonic and thermal effects on oil to reduce its viscosity // Journal of Physics. 2020. Vol. 1679(5).
[8] Кондрашева Н. К., Байталов Ф. Д., Бойцова А. А. Сравнительная оценка структурно-механических свойств тяжелых нефтей Тимано-Печорской провинции // Записки Горного института. 2017. Т. 225. С. 320–329.
[9] Palaev A. G., Dzhemilev E. R. Research of efficiency of influence of ultrasonic treatment on asphalt and paraffin oil deposits // IOP conference series: materials science and engineering. II International conference “MIP: Engineering-2020: modernization, innovations, progress: advanced technologies in material science, mechanical and automation engineering”. 2020. P. 32081.
[10] Об исследовании влияния теплового и ультразвукового полей на реологические характеристики высоковязких нефтей / В. И. Суриков [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 2. С. 21–25.
[11] Купавых К. С., Купавых А. С., Моренов В. А. Анализ эффективности применения двух рабочих жидкостей с различными вязкоупругими характеристиками при гидродинамическом воздействии на призабойную зону пласта // Наука и техника. 2019. № 2. P. 164–170.
[12] Boitsova A. A., Kondrasheva N. K., Ancheyta J. Q. Thermogravimetric determination and pyrolysis thermodynamic parameters of heavy oils and asphaltenes // Energy and Fuels. 2017. Vol. 31. No. 10. P. 10566–10575.
[13] Ахмадеев А. Г., Тонг К. Ш., Фам Т. В. Технологии обработки депрессорными присадками высокопарафинистых нефтей шельфовых месторождений // Нефтяное хозяйство. 2016. № 10. С. 115–117.
[14] Влияние диспергирующих присадок и компонентного состава на стабильность судовых высоковязких топлив / Т. Н. Митусова [и др.] // Записки Горного института. 2017. Т. 228. С. 722–725.
[15] Александрова Т. Н., Ромашев А. О., Александров А. В. О моделировании реологических свойств тяжелых нефтяных суспензий // Нефтяное хозяйство. 2016. № 5. С. 68–70.
[16] Каримов Р. М., Мастобаев Б. Н., Галямов В. М. Исследование процессов истечения нефти при опорожнении трубопровода для ремонтных работ. Интегральная модель расчета времени опорожнения // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2015. № 4. С. 9–13.
[17] Состояние смесей высоковязких и тяжелых нефтей при транспорте / Н. К. Кондрашева [и др.] // НефтеГазоХимия. 2017. № 4. С. 25–27.
[18] 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.
[19] Aleksandrova T., Aleksandrov A., Nikolaeva N. An investigation of the possibility of extraction of metals from heavy oil // Mineral Processing and Extractive Metallurgy Review. 2017. Vol. 38. No. 2. P. 92–95.
[20] Metzner A. B., Reed J. C. Flow of non-Newtonian fluids – correlation of the laminar, transition, and turbulent-flow regions // AIChE Journal. 1955. Vol. 1. No. 4. P. 434–440.
[21] Черникин А. В. О вязкостно-температурной зависимости Филонова – Рейнольдса // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2010. № 6. С. 35–37.
[22] Валиев М. И., Коршак А. А. Использование обобщенной формулы Л. С. Лейбензона при гидравлическом расчете перекачки нефти и нефтепродуктов с малыми добавками полимеров // Нефтяное хозяйство. 2020. № 8. С. 110–112.
[23] Лабораторные исследования нагрева высоковязких нефтей в трубопроводах высокочастотным электромагнитным полем / Л. А. Ковалева [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2019. № 2. С. 82–85.
[24] 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.
[25] Федоров П. В., Лукманов М. Р. Влияние реологических свойств нефти на энергоэффективность работы нефтепровода // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 1. С. 8–16.
[26] Metzner A. B., Dodge D. W. Turbulent flow of non-Newtonian systems // AIChE Journal. 1959. Vol. 5. No. 2. P. 189–204.
[27] Пшенин В. В., Климко В. И. Выбор оптимальной температуры подогрева при «горячей» перекачке нефти и нефтепродуктов // Горный информационно-аналитический бюллетень (ГИАБ). 2013. № 8. С. 338–341.
[28] Газизов Р. Э., Солодова Н. Л., Вагапов Б. Р. Трубопроводный транспорт тяжелой нефти и битумов // Вестник технологического университета. 2017. Т. 20. № 10. С. 17–21.
[29] Ryan N. W., Johnson M. M. Transition from laminar to turbulent flow in pipes // AIChE Journal. 1959. Vol. 5. No. 4. P. 433–435.
|
|
396-406 |
Математическая модель распределения давления в магистральном трубопроводе при перекачке с применением противотурбулентных присадок с учетом их деградации
М. М. Гареев a, М. И. Валиев b, Ф. А. Карпов a
a Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ), 450062, Россия, Уфа, ул. Космонавтов, 1
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-4-396-406
Аннотация: Путевая деградация противотурбулентных присадок (ПТП) может стать причиной изменения основных параметров режима магистрального трубопровода – давления и расхода – относительно установившихся значений и осложнить контроль их отклонений от нормативных показателей. При этом до настоящего момента отсутствовала методика расчета режимов перекачки при использовании ПТП с учетом деградации. Авторами была поставлена цель по разработке методики для математического описания распределения давления в трубопроводе с учетом путевой деградации присадки, а также при различных концентрациях ПТП. Для достижения указанной цели предлагается дополнить уравнение баланса напоров с учетом эмпирической зависимости эффективности присадки от длины трубопровода. При расчетах давления в промежуточных точках трассы предлагается использовать данные опытно-промышленных испытаний по изменению эффективности ПТП. Для иллюстрации применения методики рассматриваются примеры перекачки нефти и нефтепродуктов с добавлением присадок в различных концентрациях. На основании экспериментальных данных получена адекватная математическая модель снижения эффективности ПТП по длине магистрального трубопровода для различных концентраций вводимой присадки.
Ключевые слова: противотурбулентная присадка, концентрация присадки, технологический режим, гидродинамическое сопротивление
Для цитирования:
Гареев М. М., Валиев М. И., Карпов Ф. А. Математическая модель распределения давления в магистральном трубопроводе при перекачке с применением противотурбулентных присадок с учетом их деградации // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 4. С. 396–406.
Список литературы:↓
[1] Toms B. A. Some observations on the flow of linear polymer solutions through straight tubes at large Reynolds numbers // Proceedings of the 1st International Congress on Rheology. 1949. Vol. 2. P. 135–141.
[2] Drag reduction by a linear viscosity profile / E. De Angelis [et al.] // Physical Review. 2004. E 70. P. 1–5.
[3] Turbulent drag reduction by polymers / D. Bonn [et al.] // Journal of Physics Condensed Matter. 2005. Vol. 17. Is. 14. P. 1195–1202.
[4] Лисин Ю. В., Семин С. Л., Зверев Ф. С. Оценка эффективности противотурбулентных присадок по результатам опытно-промышленных испытаний на магистральных нефтепроводах // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2013. № 3. С. 6–11.
[5] Валиев М. И., Жолобов В. В., Тарновский Е. И. К вопросу о механизме действия высокомолекулярных полимерных противотурбулентных присадок // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2013. № 3. С. 18–26.
[6] Нанотехнологии для снижения гидравлического сопротивления трубопроводов / Р. Н. Бахтизин [и др.]. СПб. : Недра, 2018. 352 с.
[7] Белоусов Ю. П. Противотурбулентные присадки для углеводородных жидкостей. Новосибирск : Наука, 1986. 144 с.
[8] Zhang X., Duan X. Turbulent drag reduction by polymer additives in parallel-shear flows // Journal of Fluid Mechanics. 2017. Vol. 827. R-4.
[9] Horn A. F., Merrill E. M. Midpoint scission of macromolecules in dilute solutions of turbulent flow // Nature. 1984. Vol. 312. P. 140–141.
[10] Казале А., Портер Р. Реакции полимеров под действием напряжений. Л. : Химия, 1983. 440 с.
[11] Henaut I., Glenat P., Cassar C., Gainville M., Hamdi K., Pagnier P. Mechanical degradation kinetics of polymeric DRAs // 8th North American Conference on Multiphase Technology; 2012 June 20–22; Banff, Alberta, Canada. P. 59–73.
[12] Harrington R. E. Degradation of polymers in high speed rotary homogenizers: a hydrodynamic interpretation // Journal of Polymer Science. Part A: Polymer Chemistry. 1966. Vol. 4. P. 459.
[13] Brostow W., Lobland H. E., Reddy T., Singh R. P., White L. Lowering mechanical degradation of drag reducers in turbulent flow // Journal of Materials Research. 2007. Vol. 22. No. 1. P. 56–60.
[14] Jouenne S. T. Degradation (or lack thereof) and drag reduction of HPAM solutions during transport in turbulent flow in pipelines / S. T. Jouenne [et al.] // Oil and Gas Facilities. 2015. Vol. 4. Is. 1. P. 80–92.
[15] Гареев М. М., Карпов Ф. А. Условие деструкции противотурбулентных присадок // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2018. № 1. С. 24–29.
[16] Манжай В. Н. Физико-химические аспекты турбулентного течения разбавленных растворов полимеров : автореф. дис. ... д-ра хим. н. Томск : Томский государственный университет, 2009. 44 с.
[17] Malik S., Shintre S., Mashelkar R. Enhancing the shear stability in drag-reducing polymers through molecular associations // Macromolecules. 1993. Vol. 26. Is. 1. P. 55–59.
[18] Cos R., Dunlop E. Influence of molecular aggregates on drag reduction // Physics of Fluids. 1977. Vol. 20. Issue 10. P. 203–213.
[19] Drag reducing agents in multiphase flow pipelines: recent trends and future needs / B. A. Jubran [еt al.] // Petroleum Science and Technology. 2005. No. 23. P. 1403–1424.
[20] Несын Г. В., Валиев М. И., Гареев М. М. Устойчивые к деструкции агенты снижения гидродинамического сопротивления углеводородных жидкостей // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 6. С. 652–659.
|
|
Защита от коррозии |
|
407-411 |
Экспериментальное обоснование скорости коррозии трубной стали
М. А. Белостоцкий a, А. М. Короленок a
a Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина, 119991, Россия, Москва, Ленинский проспект, 65
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-4-407-411
Аннотация: Определяющее значение в развитии дефектности металла труб имеет коррозионный фактор, а также деградация механических свойств трубных сталей в процессе эксплуатации трубопроводов. Авторами приведены результаты экспериментальных исследований по оценке скорости коррозии и склонности к трещинообразованию трубных сталей, наиболее распространенных на длительно эксплуатируемых магистральных нефте- и нефтепродуктопроводах. Разработана методика определения количественных показателей коррозионно значимых параметров для обоснования вывода в капитальный ремонт трубопроводов на основе результатов натурных экспериментальных исследований скорости коррозии фрагментов трубной стали при различных условиях поляризации и коррозионной активности грунта. Объект исследования – фрагменты труб (пластины) 50×50×3 мм, изготовленные из стали марок 09Г2С и 17Г1С. Полученные результаты позволили сформулировать рекомендации по уточнению количественных критериев коррозионно значимых факторов для обоснования вывода трубопровода в капитальный ремонт: 1) необходимо учитывать марку трубной стали (установлено, что сталь 17Г1С на 20–30 % более устойчива к коррозии, чем сталь 09Г2С, особенно в части образования локальных повреждений – язв и питтингов); 2) при значениях удельного электрического сопротивления грунта менее 20 Ом⋅м скорость коррозии возрастает примерно на порядок независимо от марки стали и наличия системы электрохимической защиты.
Ключевые слова: скорость коррозии, коррозия трубопроводов, электрохимическая защита, защитный потенциал, трубная сталь, магистральный нефтепровод.
Для цитирования:
Белостоцкий М. А., Короленок А. М. Экспериментальное обоснование скорости коррозии трубной стали // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 4. С. 407–411.
Список литературы:↓
[1] Михневич В. Г., Притула В. В. Концепция формирования общегосударственной системы нормативно-технических документов по обеспечению коррозионно-промышленной безопасности опасных производственных объектов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2010. № 9. С. 30–33.
[2] Мониторинг коррозии трубопроводов теплосетей на основе гравиметрических и электрохимических методов анализа / Т. В. Козлова [и др.] // Коррозия: материалы, защита. 2016. № 10. С. 42–48.
[3] Чучкалов М. В. Разработка методов выявления, торможения и предотвращения коррозионного растрескивания под напряжением на магистральных газопроводах : дис. … докт. техн. наук. Уфа : Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2015. 364 с.
[4] Медведева М. Л., Мурадов А. В., Прыгаев А. К. Коррозия и защита магистральных трубопроводов и резервуаров. М. : РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2013. 252 с.
[5] Черняев К. В. Прогнозирование остаточного ресурса линейной части магистральных нефтепроводов на основе внутритрубной дефектоскопии : дис. … канд. техн. наук. Уфа : УГНТУ, 1995. 229 с.
[6] Садыков Р. В. Разработка методов расчета несущей способности и остаточного ресурса нефтепроводов с комбинированными дефектами (вмятинами с рисками и трещинами) : дис. … канд. техн. наук. Уфа : Институт проблем транспорта энергоресурсов, 2008. 139 с.
[7] Пестриков В. М., Морозов Е. М. Механика разрушения. М. : Профессия, 2012. 552 с.
[8] Воробьев Ю. Л., Акимов В. А., Соколов Ю. И. Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов. М. : Институт риска и безопасности, 2007. 368 с.
[9] Азизов Х. Ф., Ходжаева Г. К. Обеспечение промышленной безопасности при функционировании магистральных нефтепроводов // Геология, география и глобальная энергия. 2009. № 3. С. 96–100.
[10] Фридлянд Я. М., Скуридин Н. Н., Гончаров А. В., Агиней Р. В. Оценка влияния факторов коррозионной опасности на развитие дефектов подземных трубопроводов // Нефтяное хозяйство. 2018. № 3. С. 86–90.
|
|
Сварка |
|
412-419 |
Исследование влияния термической обработки на металлофизические свойства металла сварных швов
Н. Г. Гончаров a, А. А. Юшин a, О. И. Колесников a, Г. В. Нестеров a, А. И. Азарин a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-4-412-419
Аннотация: Цель настоящего исследования – оценка влияния локальной термической обработки (нормализации и закалки с отпуском для продольных сварных соединений труб, сваренных контактной сваркой токами высокой частоты, а также высокотемпературного отпуска и термического отдыха для кольцевых стыков трубопроводов, сваренных дуговой сваркой) на показатели механических свойств и металлургического качества металла сварных соединений. Для проведения исследований в области продольных сварных соединений использовались трубы диаметром 530 мм с толщиной стенки 10 мм класса прочности К56, для оценки свойств металла кольцевых стыков были выбраны катушки длиной 500 мм с односторонней симметричной разделкой кромок с углом скоса 30°, изготовленные из труб диаметром 219–530 мм с толщиной стенки 8–15 мм из сталей класса прочности К42, К48, К56. В частности, показано, что высокий отпуск повышает пластичность, снижает уровень остаточных сварных напряжений (более чем на 30 %), твердость и прочность. Термический отдых сварных стыков способствует снижению уровня остаточного водорода в металле сварных соединений, что позволяет повысить свариваемость трубной стали при проведении ремонтных работ. В целом сделан вывод о том, что локальная термообработка позволяет оптимизировать показатели механических свойств металла сварных соединений и при необходимости получать требуемый уровень механических свойств.
Ключевые слова: сварка, сварной шов, сварной стык, сварка трубопроводов, термическая обработка, свойства металла, магистральный трубопровод.
Для цитирования:
Исследование влияния термической обработки на металлофизические свойства металла сварных швов / Н. Г. Гончаров [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 4. С. 412–419.
Список литературы:↓
[1] Анохов А. Е., Корольков П. М. Сварка и термическая обработка корпусного энергетического оборудования при ремонте. Кieв : Экотехнологiя, 2003. 88 с.
[2] Корольков П. М., Ханапетов М. В. Современные методы термической обработки сварных соединений. М. : Высшая школа, 1987. 112 с.
[3] Корольков П. М. Термическая обработка сварных соединений трубопроводов и аппаратов, работающих под давлением. М. : Стройиздат, 1987. 233 с.
[4] Хромченко Ф. А., Корольков П. М. Технология и оборудование для термической обработки сварных соединений. М. : Энергоатомиздат, 1987. 198 с.
[5] Корольков П. М. Термическая обработка сварных соединений. Кiев : Экотехнологiя, 2006. 176 с.
[6] Felber S. Welding of the high grade pipeline-steel X80 and description of different pipeline-projects // Welding in the World. 2008. Vol. 52. Is. 5–6. P. 19–41.
[7] API-M:2017 : Study guide for API standard 1104 welding of pipelines and related facilities. AWS API-M, 21st Edition, 2017.
[8] Блантер М. Е. Фазовые превращения при термической обработке стали. М. : Металлургиздат, 1962. 268 с.
[9] Лысак Л. И., Никoлин Б. И. Физические основы термической обработки стали. Киев : Технiка, 1975. 304 с.
[10] Борисенок Г. В., Васильев Л. А., Ворошнин Л. Г. и др. Химико-термическая обработка металлов и сплавов. Справочник / под. ред. Л. С. Ляховича. М. : Металлургия, 1981. 424 с.
[11] Хромченко Ф. А. Справочник по сварочным работам. М. : НПО ОБТ, 1998. 430 с.
[12] Корольков П. М. Термическая обработка сварных соединений. Кiев : Экотехнологiя, 2002. 112 с.
[13] Сосуды и трубопроводы высокого давления: cправочник / Е. Р. Хисматулин [и др.]. М. : Машиностроение, 1990. 384 с.
[14] Николаев Г. А., Винокуров В. А. Сварные конструкции. Расчет и проектирование : учеб. для вузов. М. : Высшая школа, 1990. 446 с.
[15] Гончаров Н. Г., Колесников О. И., Воронцов А. Н. Термическая обработка сварных соединений трубопроводов в условиях трассы и в заводских условиях // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2013. № 2. С. 55–59.
[16] Исследование влияния низких температур окружающей среды на технологию сварки и свойства сварных соединений магистральных трубопроводов / Н. Г. Гончаров [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 1. С. 62–67.
[17] Оценка влияния различных видов термообработки на свойства металла сварных швов труб, сваренных контактной сваркой токами высокой частоты / Г. В. Нестеров [и др.] // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2017. № 4. С. 8–11.
|
|
Товарно-транспортные операции и метрологическое обеспечение |
420-427 |
Исследование физико-химических и реологических свойств нефтесмесей, транспортируемых по нефтепроводу Узень – Атырау – Самара
Б. К. Саяхов a, А. Г. Дидух b, Г. А. Габсаттарова b, М. Д. Насибулин b, Ж. К. Наурузбеков b
a АО «КазТрансОйл», 010000, Казахстан, Нур-Султан, проспект Туран, 20
b Центр исследований и разработок АО «КазТрансОйл», 050000, Казахстан, Алматы, ул. Жибек-жолы, 154
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-4-420-427
Аннотация: На начальных участках магистрального нефтепровода Узень – Атырау – Самара формируются партии низкозастывающих бузачинских и высокозастывающих мангышлакских нефтей. По маршруту транспортировки осуществляются дополнительные подкачки нефтей с различными физико-химическими и реологическими характеристиками, что может оказывать существенное влияние на свойства перекачиваемых нефтесмесей. Цель настоящей работы – исследование физико-химических и реологических свойств бузачинской и мангышлакской нефтесмесей на маршруте поставки Узень – Атырау, а также диапазона и причин изменений характеристик бузачинской нефти (основной в компонентном составе нефтесмесей, перекачиваемых по нефтепроводу Узень – Атырау – Самара). По результатам исследований установлено, что свойства мангышлакской нефтесмеси изменяются в незначительных пределах. Для бузачинской нефтесмеси свойственна нестабильность реологических параметров, которые могут изменяться в широком диапазоне в результате путевой подкачки на различных участках нефтепровода. Колебания реологических параметров наиболее показательных проб партий бузачинской нефтесмеси рекомендуется учитывать для решения задач повышения текучести высоковязких нефтей и оптимизации технологических режимов работы трубопроводов, по которым осуществляется перекачка таких нефтей. Методами газохроматографического анализа молекулярно-массового распределения тугоплавких парафинов и поляризационной микроскопии определена температура нагрева бузачинской и мангышлакской нефтесмесей, оптимальная для ввода депрессорной присадки.
Ключевые слова: физико-химические свойства нефти, реологические свойства нефти, высоковязкая нефть, депрессорная присадка.
Для цитирования:
Исследование физико-химических и реологических свойств нефтесмесей, транспортируемых по нефтепроводу Узень – Атырау – Самара / Б. К. Саяхов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 4. С. 420–427.
Список литературы:↓
[1] Надиров Н. К. Высоковязкие нефти и природные битумы. Алматы : Гылым, 2001. T. 1–5.
[2] Состав и структурные особенности компонентов разнотипных нефтей Западного Казахстана / Н. К. Надиров [и др.] // Нефть и газ. 2007. № 2. С. 66–77.
[3] Физико-химические и реологические параметры нефтей РК / Е. С. Махмотов [и др.]. Алматы : Жибек жолы, 2008. 629 с.
[4] Нефтесмеси, транспортируемые по магистральным нефтепроводам АО «КазТрансОйл» / Е. С. Махмотов [и др.]. Алматы : Жибек Жолы, 2009. 530 с.
[5] Куспанов А. Б., Тюрин А. Н., Чурикова Л. А. Особенности транспортировки высоковязкой нефти в условиях эксплуатации «горячего» трубопровода : сборник трудов VII Международной научной конференции «Технические науки в России и за рубежом – 2017». М. : ИД «Буки-Веди», 2017. С. 141–144.
[6] Велиев М. М. Некоторые задачи оптимизации распределения грузопотоков по сети магистральных нефтепроводов : дис. … канд. техн. наук. Уфа : Институт проблем транспорта энергоресурсов, 2001. 166 с.
[7] Потапов В. М., Татаринчик С. Н. Органическая химия. М. : Химия, 1989. 224 с.
[8] Ляпин А. Ю., Астахов А. В., Михалев Ю. Л. Исследование температуры кристаллизации парафинов с целью уменьшения образования асфальтосмолопарафиновых отложений // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 6. С. 28–35.
[9] Иванова Л. В., Буров Е. А., Кошелев В. Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2011. № 1. C. 268–284. http://ogbus.ru/files/ogbus/authors/IvanovaLV/IvanovaLV_1.pdf (дата обращения: 29.01.2021).
[10] Сунагатуллин Р. З., Несын Г. В., Хасбиуллин И. И. Методы измерения температуры начала кристаллизации парафинов в нефти и дизельном топливе // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 1. С. 21–29.
|
|
428-434 |
Разработка централизованного подхода к проведению межлабораторных сличительных испытаний
С. В. Габова а, А. А. Трусагина b, М. Е. Артёмов b
a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, 4, стр. 2
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-4-428-434
Аннотация: Важнейшим звеном системы контроля качества нефти являются испытательные лаборатории, от компетентности которых зависит достоверность результатов измерений и эффективность управленческих решений, принимаемых с учетом полученных данных. Одним из способов подтверждения достоверности результатов измерений является проверка квалификации лаборатории посредством ее участия в межлабораторных сличительных (сравнительных) испытаниях (МСИ). В настоящей статье рассмотрены вопросы проведения таких испытаний для лабораторий организаций системы «Транснефть». Описан действующий порядок, предполагающий участие лабораторий в МСИ в регионах своего местонахождения, при этом разработкой и реализацией программы проверки квалификации занимаются сторонние организации – провайдеры МСИ. Такая практика имеет существенные недостатки, не позволяя, в том числе, систематизировать и обобщить результаты МСИ для общей оценки деятельности испытательных лабораторий ПАО «Транснефть». В статье представлен централизованный подход к проведению МСИ в ПАО «Транснефть», устанавливающий единый порядок участия лабораторий в испытаниях с целью осуществления общей оценки квалификации лабораторий, своевременной разработки и реализации предупреждающих и корректирующих мероприятий по улучшению деятельности лабораторий, усовершенствования системы контроля качества нефти на объектах ПАО «Транснефть».
Ключевые слова: качество нефти, испытательная лаборатория, межлабораторные сличительные испытания, компетентность лаборатории, достоверность измерений.
Для цитирования:
Габова С. В., Трусагина А. А., Артёмов М. Е. Разработка централизованного подхода к проведению межлабораторных сличительных испытаний // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 4. С. 428–434.
Список литературы:↓
[1] Трубачева Л. В., Лоханина С. Ю. Межлабораторные сравнительные испытания как средство подтверждения технической компетентности лабораторий Удмуртской Республики, проводящих испытания нефти // Вестник Удмуртского университета. Серия физика и химия. 2011. № 1. С. 99–110.
[2] Шаталов К. В., Сороковова И. И. Новый порядок проведения межлабораторных сравнительных испытаний в лабораториях горючего Министерства обороны Российской Федерации. М. : Перо, 2014. 640 с.
[3] Дручинин А. П., Евлашкин А. А., Богатырев А. А. О применении межлабораторных сравнительных (сличительных) испытаний // Компетентность. 2019. № 7. С. 40–43.
[4] Шпаков С. В. Использование стандартных образцов для проверки квалификации лабораторий // Стандартные образцы. 2014. № 2. С. 56–60.
[5] Пономарева О. Б., Шпаков С. В. Проверка квалификации аналитических лабораторий путем межлабораторных сравнительных испытаний – важный элемент обеспечения единства измерений // Измерительная техника. 2011. № 12. С. 58–61.
[6] Кривов А., Смирнова Е. Контроль качества метрологических работ на предприятии путем межлабораторных сличений // Управление качеством. 2019. № 6. C. 36–40.
[7] Мигин С. В. Провайдеры проверки квалификации – курс на импортозамещение услуг // Контроль качества продукции. 2015. № 10. С. 23–25.
[8] Крамаренко А. А., Кирпичник В. В. Участие лабораторий в межлабораторных сличительных (сравнительных) испытаниях. Основные требования. Практическая реализация требований. Перспективы // Вопросы управления и социальной гигиены 2017. № 4. С. 11–13.
[9] Тимофеев Ф. В., Габова С. В., Вишневская Ю. А. Разработка нормативных документов ОАО «АК «Транснефть», определяющих порядок оснащения испытательных лабораторий контроля качества нефти и нормы времени на проведение анализов показателей качества нефти // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014. № 3. С. 86–89.
[10] 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.
|
|
Пожарная и промышленная безопасность |
435-451 |
Исследование конструктивных решений установок водяного охлаждения резервуаров
С. Н. Морозов a, В. В. Таганов a, Д. В. Калачинский b, Д. А. Иванченко b
a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, 4, стр. 2
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-4-435-451
Аннотация: Установки водяного охлаждения резервуаров являются частью системы автоматического пожаротушения резервуарного парка и представляют собой комплекс устройств, оборудования и трубопроводов. Непосредственное охлаждение стенки резервуара осуществляется через верхнее горизонтальное кольцо орошения, выполненное в виде перфорированного трубопровода или трубопровода с оросителями. При этом до настоящего времени не была определена зависимость фактически защищаемой площади стенки от расходов воды, подаваемой через отверстия и/или оросители при их различном положении по отношению к стенке и верхней кромке резервуара. Цель исследования – экспериментальное определение оптимальных конструктивных и технологических решений элементов установок водяного охлаждения резервуара. Для изучения процессов теплового нагрева и охлаждения боковой поверхности резервуара проведены гидравлические и огневые испытания моделей секции установки водяного охлаждения – горизонтального кольца орошения. По результатам испытаний определена эффективность различных конструкций в зависимости от изменяемых технологических параметров (давления и расхода воды в кольце орошения), диаметра отверстий перфорированного трубопровода и шага между ними, угла расположения устройств подачи воды относительно горизонтальной поверхности сечения резервуара, расстояния от кольца орошения до стенки резервуара и его верхней кромки.
Ключевые слова: водяное охлаждение, резервуары, резервуарный парк, автоматическая система пожаротушения, оросители
Для цитирования:
Исследование конструктивных решений установок водяного охлаждения резервуаров / С. Н. Морозов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 4. С. 435–451.
Список литературы:↓
[1] Alimohammadi I., Nourai F., Daryalaal M. J., Ghasemi A. M. A novel method to design water spray cooling system to protect floating roof atmospheric storage tanks against fires // Iranian Journal of Health, Safety & Environment. 2015. Vol. 2. No. 1. P. 235–242.
[2] Liu B., Ye F., Wu K., Wang M., Zhu M. The cooling water intensity design of crude oil tanks based on standard analysis and new calculation model // Proceedings of International conference on pipelines and trenchless technology “Better pipeline infrastructure for a better life”. 2012. P. 675–684.
[3] Mansour K. Fires in large atmospheric storage tanks and their effect on adjacent tanks, in chemical engineering. Loughborough University, 2012. 381 p.
[4] Zalosh R. G. Industrial fire protection engineering // Fire Safety Journal. 2004. Vol. 39. Is. 6. P. 528–533.
[5] Wells G. L. Major hazards and their management. Houston, TX : Institution of Chemical Engineers, 1997. 305 p.
[6] Lev Y., Strachan D. C. A study of cooling water requirements for the protection of metal surfaces against thermal radiation // Fire Technology. 1989. Vol. 25. Is. 3. Р. 213–229.
[7] The storage of flammable liquids in tanks (First edition). HSE, 1998.
[8] DiNenno P. J., Beyler C. L., Custer R. L. P., Walton W. D., Watts J. M., Drysdale D., Hall J. R. SFPE handbook of fire protection engineering. Quincy : National Fire Protection Association, 2002. 263 p.
[9] Сооружение и ремонт резервуарных парков, терминалов и газохранилищ : учеб. пособие / Н. С. Вишневская [и др.]. Ухта : УГТУ, 2014. 126 с.
|
|
Экология |
452-459 |
Оценка вклада превышения объема паровоздушной смеси над объемом закачки в потерях нефти и нефтепродуктов от испарения
А. А. Коршак a, Ан. А. Коршак a
a Научно-технический центр трубопроводного транспорта ООО «НИИ Транснефть» (НТЦ ООО «НИИ Транснефть»), 450055, Россия, Уфа, проспект Октября, 144/3
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-4-452-459
Аннотация: В настоящее время при экспериментальном определении потерь нефтепродуктов от «больших дыханий» резервуаров используют формулу Черникина – Валявского. При этом «однако» не учитывается, что объем вытесняемой в атмосферу паровоздушной смеси, как правило, превышает объем закачиваемой нефти (нефтепродукта). Соответствующий параметр – коэффициент превышения, – по экспериментальным данным, может принимать значения более 8. До недавнего времени не до конца были ясны даже причины этого явления, соответственно, эмпирические зависимости для расчета коэффициента превышения не учитывали всех влияющих факторов. Авторами статьи на основе уравнения Менделеева – Клапейрона в дифференциальной форме получено аналитическое выражение для вычисления среднего коэффициента превышения. Установлено, что данная величина зависит от молярной массы и температуры паровоздушной смеси в начале и конце закачки, а также от соотношения объемов газового пространства резервуара и закачиваемого продукта. Для анализа полученной зависимости был спланирован и проведен вычислительный эксперимент, предусматривающий изменение определяющих параметров в широком диапазоне. Расчеты выполнялись для нефти и бензина. По результатам 25 вычислительных «опытов» определено, что при операциях с бензином средний коэффициент превышения (за одну операцию заполнения резервуара) в исследованном диапазоне температур принимает значения от 1,029 до 1,678, а при операциях с нефтью – от 1,016 до 1,338, то есть, как правило, превышает погрешность инструментальных замеров потерь нефти (нефтепродуктов) от испарения. Математическое ожидание рассматриваемой величины при операциях с бензином составляет 1,26, с нефтью – 1,16. Таким образом, учет среднего коэффициента превышения при обработке результатов инструментальных измерений потерь углеводородов от испарений вследствие «больших дыханий» резервуаров является обязательным.
Ключевые слова: испарение нефти, испарение нефтепродуктов, большие дыхания, паровоздушная смесь, потери нефти, потери топлива, резервуар.
Для цитирования:
Коршак А. А., Коршак Ан. А. Оценка вклада превышения объема паровоздушной смеси над объемом закачки в потерях нефти и нефтепродуктов от испарения // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 4. С. 452–459.
Список литературы:↓
[1] Прогнозирование кинетики потерь топлива при хранении в полимерных резервуарах / Ю. Н. Рыбаков [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 2. С. 142–146.
[2] Бажайкин С. Г., Мухаметзянов Р. Р., Степанюгин А. В. Нормирование потерь нефтепродуктов в системе обеспечения аэропорта авиационным топливом // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 4. C. 452–457.
[3] Коршак А. А. Ресурсо- и энергосбережение при транспортировке и хранении углеводородов: учебник. Ростов-на-Дону : Феникс, 2016. 411 с.
[4] Методика проведения экспериментальных исследований по оценке технологических потерь нефтепродуктов на объектах МНПП в различных климатических условиях для весенне-летнего и осенне-зимнего периодов. М. : ОАО «АК «Транснефть», 2015. 16 с.
[5] Черникин В. И. Сооружение и эксплуатация нефтебаз: учебное пособие для нефтяных вузов. М. : Гостоптехиздат, 1955. 522 с.
[6] Апресов К. А. Потери нефти от испарения в резервуарах и меры для их уменьшения // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1932. № 8–9. С. 35–47.
[7] Титков В. И. Некоторые вопросы проектирования газовых обвязок для сырьевых резервуарных парков // Нефтяное хозяйство. 1960. № 6. С. 61–66.
[8] Березин В. Л., Гумеров А. Г., Ясин Э. М. Экспериментальное определение количества газовоздушной смеси при заполнении резервуара // В кн. Проектирование, строительство и эксплуатация газонефтепроводов и нефтебаз. Уфа, 1969. С. 305–308.
[9] Мартяшова В. А. Исследование испарения нефтей и нефтепродуктов из резервуаров в условиях интенсификации технологических процессов : дис. … канд. техн. наук. Уфа : Уфимский нефтяной институт, 1978. 241 с.
[10] Экспериментальное определение расхода паровоздушной смеси через дыхательный клапан резервуара / Н. М. Фатхиев [и др.] // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1970. №11. С. 16–18.
[11] Саттарова Д. М. Потери от испарения из резервуаров и параметры работы газоуравнительных систем при операциях с нестабильными бензинами: дис. … канд. техн. наук. Уфа : Уфимский нефтяной институт, 1982. 164 с.
[12] Блинов И. Г. Методы сокращения потерь газосодержащей нефти из резервуаров в условиях перекачивающих станций нефтепроводов : дис. … канд. техн. наук. Уфа : Уфимский нефтяной институт, 1985. 189 с.
[13] Коршак А. А., Блинов И. Г., Веремеенко С. А. Ресурсосберегающие методы эксплуатации нефтепроводов. Уфа : Башкнигоиздат, 1991. 136 с.
[14] Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хранении / Ф. Ф. Абузова [и др.]. М. : Недра, 1981. 248 с.
[15] Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов / П. И. Тугунов [и др.]. Уфа : ДизайнПолиграфСервис, 2008. 658 с.
[16] Коршак А. А., Бусыгин Г. Н., Галяутдинов А. Б. О расходах через дыхательную арматуру резервуаров при «больших дыханиях» // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1995. № 7. С. 11–12.
[17] Коршак А. А. Современные средства сокращения потерь бензина от испарения. Уфа : ДизайнПолиграфСервис, 2001. 143 с.
[18] Протодьяконов М. М., Тедер Р. И. Методика рационального планирования эксперимента. М. : Недра, 1970. 77 с.
|
|
Материалы и оборудование |
460-465 |
Оптимизация конструкции камер пуска-приема средств очистки и диагностики
И. А. Флегентов a, А. В. Кулешов a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-4-460-465
Аннотация: По результатам проведенного анализа конструктивных решений камер пуска-приема средств очистки и диагностики (КПП СОД), применяемых при технической диагностике и техническом обслуживании магистральных трубопроводов в России и за рубежом, был установлен ряд проблем существующих конструкций, снижающих эксплуатационную надежность данного вида оборудования. Это, в свою очередь, обусловило актуальность задачи оптимизации конструкции КПП СОД, в том числе в части унификации используемых при их изготовлении деталей, увеличения доли заводских изделий. Были приняты решения, обеспечившие комплексный подход к вопросу повышения надежности и ремонтопригодности оборудования – разработана новая конструкция КПП СОД, позволяющая снизить металлоемкость и трудоемкость при изготовлении, сократить эксплуатационные затраты, повысить технологичность и прочностные характеристики. В рамках решения данной задачи выполнены расчетно-теоретические исследования с применением прикладного программного комплекса SIMULIA Abaqus. Надежность оптимизированной конструкции подтверждена результатами испытаний на прочность опытного образца КПП СОД с номинальным диаметром рабочей камеры DN 1000. Разработан типоразмерный ряд КПП СОД усовершенствованной конструкции с номинальными диаметрами рабочей камеры DN 150–1200 для применения на магистральных нефте- и нефтепродуктопроводах.
Ключевые слова: диагностика трубопровода, очистка трубопровода, техническое обслуживание и ремонт, внутритрубная диагностика, эксплуатационная надежность, байонетный затвор.
Для цитирования:
Флегентов И. А., Кулешов А. В. Оптимизация конструкции камер пуска-приема средств очистки и диагностики // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 4. С. 460–465.
Список литературы:↓
[1] Лисин Ю. В. Разработка инновационных технологий обеспечения надежности магистрального нефтепроводного транспорта : дис. … докт. техн. наук. М. : УГНТУ, 2014. 426 c.
[2] Сильвестров А. С., Анваров А. Д., Булкин В. А. Перспективные пути совершенствования современных методов диагностики магистральных трубопроводов // Вестник Казанского технологического университета. 2010. № 9. С. 404–407.
[3] Жиггануров Р. М. Развитие методов и технических средств диагностирования магистральных нефтепроводов : дис. … канд. техн. наук. М. : УГНТУ, 2012. 140 c.
[4] Новая конструкция устройства для герметизации внутренней полости магистральных трубопроводов / С. И. Шляхтич [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 6. С. 680–685.
[5] Хасанов И. Ю. Концевые затворы в газонефтяном деле: сопоставительный анализ // Газовая промышленность. 2010. № 12. С. 74–77.
[6] Мухаметшин Р., Андреев А. Мобильные камеры от АО «НТ»: оптимально, просто, прогрессивно // Oil&Gas Eurasia. 2015. № 11–12. С. 46–47.
[7] Модернизация камер пуска-приема очистных устройств для внутритрубного технического диагностирования на трубопроводах АО «Самаранефтегаз» / А. И. Кинчаров [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2016. № 1. С. 71–73.
[8] Бесконтактная диагностика нефтегазопроводов: состояние и перспективы развития / А. Н. Дмитриевский [и др.] // Актуальные проблемы нефти и газа. 2018. № 1. С. 11.
[9] Оптимальная конструкция концевых затворов для применения в КПП СОД и фильтрах-грязеуловителях / М. Н. Казанцев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 4. С. 70–77.
[10] Модернизация камеры пуска-приема средств очистки и диагностики / А. А. Мильк [и др.] // Наука и молодежь в XXI веке : материалы III Всероссийской студенческой научно-технической конференции. Омск : Омский государственный технический университет, 2017. С. 130–132.
|
|
Техническое регулирование |
466-476 |
Повышение надежности запорной и регулирующей арматуры на объектах магистральных трубопроводов с использованием механизма управления качеством
О. В. Аралов a, И. В. Буянов a, С. И. Вьюнов a, А. М. Короленок b
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
b Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина, 119991, Россия, Москва, Ленинский проспект, 65
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-4-466-476
Аннотация: Отказ трубопроводной арматуры приводит к значительным убыткам, связанным с потерей транспортируемого продукта, вынужденной остановкой трубопровода, ликвидацией последствий утечек. В этой связи задача обеспечения надежности запорной, регулирующей и запорно-регулирующей арматуры (ЗРА), поставляемой для нужд топливно-энергетического комплекса, включая трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов, имеет безусловную актуальность и значимость. Цель статьи – анализ системы оценки соответствия ЗРА, поставляемой на объекты магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов. Рассмотрены основные требования к данному виду трубопроводной арматуры, установленные в государственных и отраслевых нормативно-технических документах, проблемы, возникающие в процессе ее оценки. На основе практического опыта определено, что наилучшие результаты в области контроля и повышения качества трубопроводной арматуры на всех стадиях ее жизненного цикла обеспечивает комплексная система оценки соответствия ЗРА, включающая в себя проведение экспертизы технической документации, комплексного аудита производителя и испытаний изделий в сочетании с обменом информацией между изготовителями и организациями, эксплуатирующими поставляемую продукцию.
Ключевые слова: регулирующая арматура, запорная арматура, запорно-регулирующая арматура, трубопроводная арматура, сертификация и контроль качества, оценка соответствия, надежность трубопровода.
Для цитирования:
Повышение надежности запорной и регулирующей арматуры на объектах магистральных трубопроводов с использованием механизма управления качеством / О. В. Аралов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 4. С. 466–476.
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] Обзор опыта работы организаций США по оценке соответствия продукции / О. В. Аралов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 4. С. 468–477.
[3] Офрим А. В., Черепанов К. В., Хижняков Л. В., Лукьянченко П. А. Особенности проведения экспертизы промышленной безопасности трубопроводной арматуры // Молодой ученый. 2015. № 23. С. 199–200.
[4] 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.
[5] Казанцев М. Н., Флегентов И. А., Жевелев О. Ю. Качество литых корпусных деталей запорной арматуры и насосов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2016. № 5. С. 8–15.
[6] Казанцев М. Н., Флегентов И. А., Петелин А. Н. Пути повышения надежности запорной арматуры для магистральных трубопроводов (на примере задвижек шиберных) // Нефтегазовое дело. 2016. № 14. С. 75–81.
[7] Гуревич Д. Ф. Трубопроводная арматура: справочное пособие. Ленинград : Машиностроение, 1981. 368 с.
[8] Гуревич Д. Ф. Расчет и конструирование трубопроводной арматуры. Ленинград : Машиностроение, 1968. 888 с.
[9] О способах оценки критических параметров кавитации в регулирующих органах при транспортировке рабочих сред / А. Б. Капранова [и др.] // Фундаментальное исследование. 2016. № 3-3. С. 488–493.
[10] Investigation of the energy of the stochastic motion of cavitation bubble in the separator of the axial valve, depending on the degree of its opening / A. Kapranova [et al.] // International Journal of Mechanical Engineering & Technology. 2018. Vol. 9. Issue 8. P. 160–166.
|
