|
Проектирование, строительство и эксплуатация |
604-613 |
Совершенствование методики расчета допустимого рабочего давления технологических трубопроводов
А. А. Амерханов a, С. Н. Масликов b, Д. Е. Бурундуков b, А. А. Сергаев b, В. А. Пилит b
a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, ул. Пресненская набережная, 4, стр. 2
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-6-604-613
Аннотация: Рассмотрены особенности методики определения допустимого рабочего давления длительно эксплуатируемых технологических трубопроводов площадочных объектов магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов с учетом результатов расчета несущей способности. Выполнено сравнение методик расчета несущей способности технологических трубопроводов и трубопроводов линейной части магистральных трубопроводов, приведен пример расчета по фактической толщине стенки с использованием результатов толщинометрии и с учетом коэффициента несущей способности соединительных деталей. Отмечена возможность уточнения расчетов несущей способности в связи с использованием современных методов и средств диагностики и защиты трубопроводов, которые позволяют снизить или исключить факторы неопределенности, заложенные нормами проектирования в коэффициентах запаса прочности (коэффициентах надежности по нагрузке и по материалу). Полученные авторами алгоритмы расчетов позволяют адаптировать методики уточняющих расчетов, разработанные для линейной части магистральных трубопроводов, к применению на бездефектных технологических трубопроводах. Приведены примеры применения уточненных расчетов несущей способности без снижения нормативного запаса прочности.
Ключевые слова: рабочее давление, допустимое рабочее давление, несущая способность, толщина стенки, коэффициент запаса прочности, нефтеперекачивающая станция, технологический трубопровод
Для цитирования:
Совершенствование методики расчета допустимого рабочего давления технологических трубопроводов / А. А. Амерханов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 6. С. 604–613. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2021-11-6-604-613.
Список литературы:↓
[1] McAllister E. W. Pipeline rules of thumbs. Handbook. A Manual of quick, accurate solution to everyday pipeline engineering problems. Gulf Professional Publishing. U.S.A., 2009.
[2] Анализ проектной и эксплуатационной нагруженности линейной части магистральных нефтепроводов и нефтепро-дуктопроводов / А. А. Амерханов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 6. С. 632–640.
[3] Сергаев А. А. Предложения по совершенствованию методики определения допустимых рабочих давлений магистральных трубопроводов : тезисы докладов 71-й Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ – 2017». М. : РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина, 2017. Т. 2. C. 115.
[4] Применение данных внутритрубной диагностики для расчета несущей способности трубопроводов с использованием уточненного коэффициента надежности / Д. А. Неганов [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2017. № 8. С. 130–133.
[5] Варшицкий В. М. Об уточнении расчетов по определению несущей способности фактически уложенных труб // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011. № 2. С. 48–49.
[6] Иванцов О. М., Харионовский В. В., Черний В. П. Сопоставление методик расчета магистральных трубопроводов по нормам России, США, Канады и европейских стран. М. : ИРЦ «Газпром», 1996. 51 с.
[7] Моделирование аварийных ситуаций на магистральных нефтепроводах. Расчет превышения несущей способности трубопроводов / В. А. Гурьев [и др.] // Обеспечение промышленной и экологической безопасности трубопроводного транспорта углеводородов : материалы 3-й научно-технической конференции. Оренбург : Газпромпечать, 2009. С. 19–27.
[8] Айнбиндер А. Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость. Справочное пособие. М. : Недра, 1991. 288 с.
|
|
614-621 |
Оценка параметров волоконно-оптических систем мониторинга возникновения утечек с целью обеспечения достоверности их работы
С. А. Можаев a, С. А. Коршунов a, А. М. Чионов a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-6-614-621
Аннотация: Достоверность работы волоконно-оптических систем мониторинга возникновения утечек является одной из актуальных проблем в рамках задачи обеспечения надежности магистральных трубопроводов. В статье рассмотрены основные принципы работы таких систем. Установлено, что при возникновении утечки из трубопровода источниками шума являются процессы гидродинамической кавитации и турбулентности. Создаваемый утечкой шум содержит широкий спектр частот с различными максимумами и генерирует виброакустические колебания, которые, распространяясь в грунте, поглощаются и изменяют частотный состав. Интенсивность поглощения шума определяется характеристиками грунта. С целью оценки параметров оптоволоконной системы мониторинга трубопровода по виброакустическому принципу, при которых возможна ее достоверная работа, построена модель распространения в грунте акустического шума, возникающего при утечке жидкости, с последующей его регистрацией на волоконно-оптическом кабеле. На основании полученной модели определены характеристики грунтов, при которых рассматриваемые системы мониторинга могут идентифицировать утечки из трубопровода по спектральному портрету.
Ключевые слова: оптоволоконные системы, волоконно-оптические системы, утечка нефти, обнаружение утечек, акустический шум, спектр частот, обратное рассеяние, частота дискретизации
Для цитирования:
Можаев С. А., Коршунов С. А., Чионов А. М. Оценка параметров волоконно-оптических систем мониторинга возникновения утечек с целью обеспечения достоверности их работы // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 6. С. 614–621. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2021-11-6-614–621.
Список литературы:↓
[1] Бондарь Д. В., Коршунов С. А., Дацов Ю. В. Перспективы применения волоконно-оптических датчиков физических величин в качестве средств измерения в системах обнаружения утечек // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 2. С. 191–199.
[2] Новикова В. А., Варжель С. В. Рассеяние света и его применение в волоконной оптике. СПб. : Университет ИТМО, 2019. 39 с.
[3] Богданик Г. Н., Гурвич И. И. Сейсморазведка: учебник для вузов. Тверь : АИС, 2006. 744 с.
[4] Урупов А. К. Основы трехмерной сейсморазведки: учебное пособие для вузов. М. : ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2004. 584 с.
[5] Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов / А. Г. Гумеров [и др.]. М. : Недра, 1998. 272 с.
[6] Martensitic steel microstructure effects on cavitation erosion / M. Ylönen [et al.] // Materials Performance and Characterization. 2019. Vol. 8. Is. 1. P. 604–611.
[7] Овчинников А. Л. Особенности распространения сигналов акустической эмиссии утечек в трубопроводах с жидкостью и аппаратура контроля герметичности : дис. … канд. техн. наук. Томск : Томский политехнический университет, 2006. 170 с.
[8] Николаева Е. Д. Разработка акустико-эмиссионного метода непрерывного контроля герметичности подводных трубопроводов : дис. … канд. техн. наук. Томск : НИИ интроскопии ТПУ, 1991. 220 с.
[9] Оптоволоконная система мониторинга трубопроводов : презентация ОСМТ «Омега». http://omega.transneft.ru/u/section_file/297561/prezentaciya_smpo.pdf (дата обращения: 01.04.2021).
[10] Лайонс Р. Цифровая обработка сигналов. 2-е изд. М. : Бином-Пресс, 2006. 656 с.
[11] Якобашвили О. П. Сейсмологические методы оценки состояния массивов горных пород на карьерах. М. : ИПКОН РАН, 1992. 260 с.
[12] Тропченко А. Ю., Тропченко А. А. Цифровая обработка сигналов. Методы предварительной обработки: учеб. пособие. СПб. : Университет ИТМО, 2009. 100 с.
[13] Сергиенко А. Б. Цифровая обработка сигналов. CПб. : БХВ-Петербург, 2011. 768 с.
[14] Vaseghi S. V. Advanced digital signal processing and noise reduction. 3rd edition. John Wiley & Sons, Ltd; 2006. 453 p.
[15] Дауни А. Б. Think DSP. Цифровая обработка сигналов на Python. М. : ДМК Пресс, 2017. 160 с.
|
|
622-629 |
Методика оценки теплопроводности органических отложений на лабораторной установке Wax Flow Loop
П. Ю. Илюшин a, К. А. Вяткин a, А. В. Козлов a, А. О. Вотинова a
a Пермский национальный исследовательский политехнический университет, 614990, Россия, Пермь, Комсомольский проспект, 29
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-6-622-629
Аннотация: Несмотря на большое разнообразие применяемых в настоящее время способов и методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО), образующимися при нефтедобыче и трубопроводном транспорте жидкого углеводородного сырья, проблема не только остается актуальной для отрасли, но и приобретает остроту в связи с увеличением в стране месторождений, вступающих в заключительную стадию разработки. Использование современных технологий компьютерного моделирования процессов добычи и транспортировки нефти с учетом явления парафинизации требует точного установления такой величины, как теплопроводность органических отложений. При этом до настоящего момента апробированная методика ее определения не была описана в научно-технической литературе. Авторами разработана методика, позволяющая проводить оценку теплопроводности АСПО на основании законов тепломассопереноса при исследовании процесса образования органических отложений на лабораторной установке Wax Flow Loop. Применение методики не требует использования большого количества исходных данных. Значение исследуемой величины, полученное в результате апробации методики, коррелирует с соответствующими показателями, используемыми в научно-технической литературе. Преимуществом методики является оценка теплопроводности органических отложений без физического воздействия на АСПО, определение динамики изменения данного показателя для конкретного флюида в зависимости от воздействующих факторов.
Ключевые слова: асфальтосмолопарафиновые отложения, АСПО, органические отложения, парафинизация, теплопроводность, лабораторная установка, лабораторный стенд
Для цитирования:
Методика оценки теплопроводности органических отложений на лабораторной установке Wax Flow Loop / П. Ю. Илюшин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 6. С. 622–629. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2021-11-6-622-629.
Список литературы:↓
[1] Krivoshchekov S. N., Vyatkin K. A., Kozlov A. V. Modeling of asphaltene-resin-wax deposits formation in a string of hollow rods during simultaneous separate operation of two oil reservoirs // Chemical and Petroleum Engineering. 2021. P. 1–7.
[2] Lekomtsev A. V., Kang W., Galkin S. V., Ketov Y. A. Efficiency evaluation of the heat deparafinization of producing well equipped by sub pump with hollow rods // Periodico Tche Quimica. 2020. Vol. 17. No. 36. P. 750–765.
[3] Vyatkin K., et al. Influences of the water cut of pumping oil and the mineralization of the associated water on the rate of sludging // Applied Sciences. 2021. Vol. 11. No. 15. P. 6678.
[4] Modeling of paraffin wax deposition process in poorly extractable hydrocarbon stock / A. G. Safiulina [et al.] // Chemistry and Technology of Fuels and Oils. 2018. Vol. 53. No. 6. P. 897–904.
[5] 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.
[6] Sousa A. L., Matos H. A., Guerreiro L. P. Preventing and removing wax deposition inside vertical wells: a review // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2019. Vol. 9. No. 3. P. 2091–2107.
[7] Goswant Т. К. How to get rid of paraffin deposition in pipeline // Chemical Age of India. 1969. Vol. 20. No. 4. P. 15–16.
[8] 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: 29.06.2021).
[9] Абдуллина А., Фатыхов М. А. Электромагнитный способ плавления парафина в трубе // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2012. № 7. С. 25–28.
[10] Struchkov I. A., Rogachev M. K. Risk of wax precipitation in oil well // Natural Resources Research. 2017. Vol. 26. No. 1. P. 67–73.
[11] Аксенов А. В. Анализ методов борьбы с асфальто-смолисто-парафиновыми отложениями (АСПО) на стенках НКТ и оборудования // Проблемы геологии и освоения недр: труды XX Международного симпозиума имени академика М. А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 120-летию со дня основания Томского политехнического университета. Томск, 2016. 2016. Т. 2. С. 819–821.
[12] Гильмутдинов Н. Р., Дмитриев М. Е., Мастобаев Б. Н. Новые направления использования асфальтосмолопарафиновых отложений в процессе трубопроводного транспорта нефти // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2015. № 2. С. 8–12.
[13] Использование асфальтосмолопарафиновых отложений в качестве тепловой и антикоррозионной изоляции нефтепроводов / П. А. Ревель-Муроз [и др.] // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2016. № 3.
[14] Удаление асфальтосмолопарафиновых отложений из резервуаров для хранения нефти с применением ультразвукового воздействия / Е. В. Щурова [и др.] /// Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2020. № 5–6.
[15] Мугаллимов Ф. М., Абдуллаев А. А. Моделирование теплового режима при создании контролируемого слоя АСПО на внутренней поверхности нефтепроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2016. № 1.
[16] Павлов М. В. Применение ультразвука для очистки от асфальтосмолистых и парафиновых отложений на объектах транспорта и хранения нефти : дис. … канд. техн. наук. Уфа : Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2019. 133 с.
[17] Вяткин К. А., Козлов А. В., Илюшин П. Ю. Методика прогнозирования изменения интенсивности образования асфальтеносмолопарафиновых отложений в нефтедобывающей скважине // Инженер-нефтяник. 2020. № 4. С. 38–45.
[18] Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки: Справочник / Г. Г. Рабинович [и др.]. М. : Химия, 1979. 568 с.
[19] Исаченко В. П., Осипова В. А., Сукомел А. С. Теплопередача: учебное пособие для вузов. М. : Энергоиздат, 1981. 417 c.
[20] Veiga H. M. B., Fleming F. P., Azevedo L. F. A. Wax deposit thermal conductivity measurements under flowing conditions // Energy & Fuels. 2017. Vol. 31. No. 11. P. 11532–11547.
[21] Singh A., Panacharoensawad E., Sarica C. A mini pilot-scale flow loop experimental study of turbulent flow wax deposition by using a natural gas condensate // Energy & Fuels. 2017. Vol. 31. No. 3. P. 2457–2478.
[22] Bidmus H. O., Mehrotra A. K. Heat-transfer analogy for wax deposition from paraffinic mixtures // Industrial & Engineering Chemistry Research. 2004. Vol. 43. No. 3. P. 791–803.
[23] Агибалова Н. Н. Технология и установки переработки нефти и газа. Свойства нефти и нефтепродуктов: учебное пособие. Санкт-Петербург : Лань, 2020. 124 с.
[24] Михеев М. А., Михеева И. М. Основы теплопередачи. М. : Энергия, 1977. 344 с.
|
|
630-639 |
Повышение эффективности депрессорной присадки при транспортировке парафинистых и высокозастывающих нефтей
А. Ю. Ляпин a , В. О. Некучаев b, А. В. Баканов c, М. М. Михеев d, П. В. Федоров e
a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, ул. Пресненская набережная, 4, стр. 2
b Ухтинский государственный технический университет, 169300, Россия, Ухта, ул. Первомайская, 13
c АО «Транснефть – Приволга», 443020, Россия, Самара, ул. Ленинская, 100
d АО «Транснефть – Север» , 169300, Россия, Ухта, проспект А. И. Зерюнова, 2/1
e ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-6-630-639
Аннотация: Целью настоящей работы является поиск возможностей повышения эффективности депрессорных присадок на примере использования присадки ДПН-1 при транспортировке нефтей по магистральному нефтепроводу Уса – Ухта. С указанной целью проведено исследование причин снижения эффективности ДПН-1, применяемой для обработки парафинистых нефтей на ГНПС «Уса», после подкачки высокозастывающей нефти на ПСП «Чикшино». Оценка действия присадки на реологические свойства нефтей позволила установить, что ввод ДПН-1 на ПСП «Чикшино» при условиях, аналогичных обработке нефтесмеси на ГНПС «Уса» (температура ввода – 50 °С, концентрация активного компонента – 20–30 ppm), практически не влияет на реологию высокозастывающей нефти, однако обнаруживает значимый эффект при изменении указанных условий, а именно при температуре ввода не менее 60 °С и концентрации активного компонента от 150 ppm. С помощью метода газожидкостной хроматографии установлена значительная разница молекулярно-массового распределения н-алканов в пробах нефтей с ГНПС «Уса» и ПСП «Чикшино». Сделан вывод о том, что главными причинами снижения эффективности ДПН-1 после подкачки нефти на ПСП «Чикшино» являются общее высокое содержание парафинов в высокозастывающей нефти и их широкое бимодальное молекулярно-массовое распределение с повышенным содержанием твердых высокомолекулярных алканов. Показано, что статическое напряжение сдвига парафинистых нефтей при температурах ниже температуры массовой кристаллизации парафинов является наряду с температурой застывания чувствительным реологическим параметром, по которому можно судить об эффективности присадки. Подтверждено, что на сегодняшний день ДПН-1 является наиболее эффективной среди депрессорных присадок, представленных на российском рынке. Предложен новый способ применения ДПН-1 с целью улучшения реологических свойств перекачиваемой нефтесмеси после подкачки высоковязкой нефти на ПСП «Чикшино».
Ключевые слова: депрессорная присадка, высокопарафинистая нефть, температура застывания, статическое напряжение сдвига, нормальные алканы, молекулярно-массовое распределение
Для цитирования:
Повышение эффективности депрессорной присадки при транспортировке парафинистых и высокозастывающих нефтей / А. Ю. Ляпин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 6. С. 630–639. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2021-11-6-630-639.
Список литературы:↓
[1] Исследование причин снижения эффективности депрессорной присадки при перекачке парафинистых нефтей / А. Ю. Ляпин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 2. С. 157–163.
[2] Трубопроводный транспорт нефтей с аномальными свойствами / В. М. Писаревский [и др.]: учеб. пособие. М. : Нефть и газ, 1997. 56 с.
[3] Мастобаев Б. Н., Дмитриева Т. В., Мовсумзаде Э. М. Депрессорные присадки для трубопроводного транспорта высокопарафинистых нефтей и тяжелых нефтепродуктов // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2000. № 5. С. 16–20.
[4] Тертерян Р. А. Депрессорные присадки к нефтям, топливам и маслам. М. : Химия, 1990. 238 с.
[5] Коротков В. П., Конради В. В., Туманян Б. П. Итоги промышленного эксперимента по перекачке по магистральному нефтепроводу Уса – Ухта – Ярославль высокозастывающей смеси нефтей, обработанной депрессорной присадкой // Трубопроводный транспорт нефти. 1996. № 6. C. 4–7.
[6] Применение депрессорной присадки при трубопроводном транспорте смесей высокозастывающих нефтей северных месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции / В. П. Коротков [и др.] // Трубопроводный транспорт нефти. 1994. № 11. С. 11–12.
[7] Кожабеков С. С., Сигитов В. Б., Дидух А. Г. Исследование реологических свойств нефти, транспортируемой по магистральному трубопроводу в присутствии депрессантов // Транспорт и подготовка нефти. 2003. № 2. С. 82–84.
[8] Особенности изменения правил аддитивности вязкости и плотности смеси разнородных нефтей Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции / А. Ю. Ляпин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 2. С. 182–190.
[9] Васенева А. А., Некучаев В. О., Филиппов И. С. Изменение реологических свойств аномальных нефтей Тимано-Печорской провинции при их смешивании и термообработке // Нефтяное хозяйство. 2013. № 8. С. 64–65.
[10] 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.
[11] Уэнг С. Л., Фламберг А., Кикабхай Т. Выбор оптимальной депрессантной присадки // Нефтегазовые технологии. 1999. № 3. С. 90–92.
[12] Подготовка и транспорт проблемных нефтей (научно-практические аспекты) / Г. И. Волкова [и др.]. Томск : Издательский Дом ТГУ, 2015. 136 с.
[13] Влияние кристаллизации высокомолекулярных парафинов на реологические и диэлектрические свойства нефти / А. З. Тухватуллина [и др.] // Вестник Казанского технологического университета. 2010. № 9. С. 560–567.
[14] Иванова Л. В., Буров Е. А., Кошелев В. Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2011. № 1. С. 268–284.
[15] Распределение высокомолекулярных н-алканов в парафинистых нефтях и асфальтосмолопарафиновых отложениях / Ю. М. Ганеева [и др.] // Нефтехимия. 2010. Т. 50. № 1. С. 19–24.
[16] Губин В. Е., Губин В. В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. М. : Недра, 1982. 296 с.
[17] О возможности применения депрессорной присадки для регулирования реологических параметров западно-казахстанской нефти / Т. К. Алдыяров [и др.] // Нефтяноехозяйство. 2013. № 2. С. 98–101.
[18] Парафиновые отложения в условиях добычи нефти и депрессорные присадки для их ингибирования / С. Г. Агаев [и др.] // Журнал прикладной химии. 2006. Т. 79. № 8. С. 1373–1378.
[19] Об эффективности депрессорных присадок / С. Г. Агаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. 1994. № 10. С. 42–44.
[20] Malkin A. Y. Oil as an Object of Rheology (Review). Petroleum Chemistry. No. 59. 1092–1107.
[21] Yao B., Chuanxian Ch. Li, Yang F., et al. Ethylene–vinyl acetate copolymer and resin-stabilized asphaltenes synergistically improve the flow behavior of model waxy oils. 2. Effect of asphaltene content // Energy Fuels. 2018. Vol. 32. No. 5. P. 5834–5845.
[22] Marie E., Chevalier Y., Eydoux F. J., et al. Control of n-alkanes crystallization by ethylene–vinyl acetate copolymers // Journal of Colloid and Interface Science. 2005. Vol. 290. Issue 2. P. 406–418.
[23] Al-Sabagh A. M., Khidr T. T., Moustafa H. Y., et al. Synergistic effect between surfactants and polyacrylates-maleicanhydride copolymers to improve the flow properties of waxy crude oil // Journal of Dispersion Science and Technology. 2017. Vol. 38. Issue 7. P. 1055–1062.
|
|
Прочность, надежность, долговечность |
|
640-651 |
Оценка гидродинамического воздействия волны прорыва и объема перелива через стенки каре резервуара
А. Э. Гончар a, В. Н. Слепнев a, А. А. Богач a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-6-640-651
Аннотация: Исследования в области совершенствования системы прогнозирования последствий аварий в резервуарных парках магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов имеют очевидную важность и практическую значимость. В данной статье представлена методика и результаты численного моделирования разрушения резервуара: оценка гидродинамического воздействия волны прорыва в зависимости от заданных параметров (расстояния от образующей резервуара до защитной стенки каре, высоты защитной стенки, продукта хранения) и объема возможного перелива через границы ограждения в случае сохранения несущей способности стенки каре. Установлено, что при полном разрушении резервуара на защитную стенку каре воздействуют экстремальные гидродинамические нагрузки. На основе анализа распределения нагрузок и других факторов, влияющих на несущую способность стенки резервуара, уточнена модель разрушения для дальнейших исследований (расчетов несущей способности стенки каре и моделирования разлива с учетом рельефа местности посредством ГИС-технологий) – разгерметизация резервуара в виде частичного раскрытия стенки в первом поясе. Целесообразность уточнения модели обоснована дополнительными численными расчетами.
Ключевые слова: резервуары, резервуары для хранения нефти, нефтепродуктов и нефтяных газов, резервуарный парк, разрушение резервуара, квазимгновенное разрушение, разлив нефти, обвалование, промышленная безопасность опасных производственных объектов
Для цитирования:
Гончар А. Э., Слепнев В. Н., Богач А. А. Оценка гидродинамического воздействия волны прорыва и объема перелива через стенки каре резервуара // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 6. С. 640–651. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2021-11-6-640-651.
Список литературы:↓
[1] Брушлинский Н. Н., Соколов С. В., Кленко Е. А. Основы теории пожарных рисков и ее приложения: монография. М. : Академия ГПС МЧС России, 2012. 192 с.
[2] Оценка пожарной безопасности нефтебазы при возникновении в условиях городской застройки отступлений от требований норм пожарной безопасности / Ю. Н. Шебеко [и др.] // Пожарная безопасность. 2007. № 4. С. 22–28.
[3] Колесников Ю. Ю. О модельной неопределенности пожарного риска наземного резервуара с бензином // Пожаровзрывобезопасность. 2013. № 3. С. 38–45.
[4] Воробьев Ю. Л. Нормирование рисков техногенныхчрезвычайных ситуаций // Пожарная безопасность. 2004. № 3. C. 37–44.
[5] Анализ риска и декларирование безопасности объектов нефтяной и газовой промышленности / М. В. Лисанов [и др.] // Сертификация и безопасность оборудования. 1998. № 1. С. 37–41.
[6] Creedy G. Quantitative risk assessment: How realistic are those frequency assumptions // Journal of Loss Prevention in the Process Industries. 2011. Vol. 24. Is. 3. P. 203–207.
[7] Keeley D., Turner S., Harper P. Management of the UK HSE failure rate and event data // Journal of Loss Prevention in the Process Industries. 2011. Vol. 24. Is. 3. P. 237–241.
[8] Frequency data and modification factors used in QRA studies / R. Pitblado [et al.] // Journal of Loss Prevention in the Process Industries. 2011. Vol. 24. Is. 3. P. 249–258.
[9] Хенли Э. Дж., Кумамото X. Надежность технических систем и оценка риска. М. : Машиностроение, 1984. 528 с.
[10] Wolski A., Dembsey N., Meacham B. Accommodating perceptions of risk in performance based building fire safety code development // Fire Safety Journal. 2000. Vol. 34. Is. 3. P. 297–309.
[11] Кондрашова О. Г., Назарова М. Н. Причинно-следственный анализ аварий вертикальных стальных резервуаров // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2004. № 2. http://ogbus.ru/authors/Kondrashova/Kondrashova_1.pdf (дата обращения: 29.01.2021).
[12] Статистика квазимгновенных разрушений резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов / С. А. Швырков [и др.] // Пожаровзрывобезопасность. 2007. Т. 16. № 6. С. 48–52.
[13] Швырков С. А. Пожарный риск при квазимгновенном разрушении нефтяного резервуара : дис. … докт. техн. наук. М. : Академия государственной противопожарной службы МЧС России; 2013. 355 с.
[14] Воробьев В. В. Дополнительные защитные преграды для снижения пожарной опасности разлива нефти и нефтепродуктов при разрушениях вертикальных стальных резервуаров : автореф. дис. … канд. техн. наук. М. : Академия Государственной противопожарной службы; 2008. 24 с.
[15] Гайсин Э. Ш., Гайсин М. Ш. Проблемы обеспечения надежности резервуаров для нефти и нефтепродуктов. Обзор существующих в России решений задач обеспечения надежности резервуаров // Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ. 2016. № 2. С. 31–40.
[16] Козлитин А. М., Попов А. И., Козлитин П. А. Количественный анализ риска возможных разливов нефти и нефтепродуктов // Международный научный сборник «Управление промышленной и экологической безопасностью производственных объектов на основе оценки риска». 2005. С. 135–151.
[17] Системный подход к защите Арктики от последствий аварий на магистральных трубопроводах / И. Р. Айсматуллин [и др.] // Деловой журнал Neftegaz.ru. 2018. № 5. С. 66–72.
[18] Разработка дополнительных защитных сооружений от разливов нефти, нефтепродуктов на основе трехмерного моделирования / С. А. Половков [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 2. С. 197–205.
|
|
Экономика и управление |
|
652-659 |
Оценка обеспеченности территории нефтепроводной и нефтепродуктопроводной инфраструктурой
И. Ю. Кирсанова a
a ООО «Транснефть – Балтика», 195009, Россия, Санкт-Петербург, Арсенальная набережная, 11, лит. А
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-6-652-659
Аннотация: Важнейшая роль нефтяной отрасли в экономике России, задачи обеспечения энергетической безопасности, укрепления геополитических позиций государства, перспективы увеличения экспорта жидких углеводородов обуславливают стратегическую значимость эффективного функционирования и развития отечественной системы трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. Теоретические основы и методика оценки транспортной обеспеченности территорий давно находятся в фокусе научных и прикладных исследований. Однако вопросы обеспеченности транспортной инфраструктурой нефтяной отрасли изучены недостаточно, что определяет актуальность и цель настоящего исследования. В рамках исследования рассмотрены используемые в мировой практике методы оценки транспортной обеспеченности территории, обоснована необходимость их адаптации применительно к нефтяной отрасли, разработан методический подход, позволяющий оценить обеспеченность территории нефтепроводной и нефтепродуктопроводной инфраструктурой. Проведен сравнительный анализ транспортной обеспеченности для транспортировки нефти и нефтепродуктов стран – крупнейших производителей нефти, сделан вывод о наличии потенциала развития нефтепроводной и нефтепродуктопроводной инфраструктуры в России.
Ключевые слова: транспортная инфраструктура, трубопроводная инфраструктура, коэффициент Энгеля, коэффициент Гольца, коэффициент Успенского, коэффициент Василевского, плотность транспортной сети, нефтепроводная система, инфраструктурный проект, развитие нефтяной отрасли
Для цитирования:
Кирсанова И. Ю. Оценка обеспеченности территории нефтепроводной и нефтепродуктопроводной инфраструктурой // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 6. С. 652–659. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2021-11-6-652-659.
Список литературы:↓
[1] World Economic Situation and Prospects 2021. United Nations publication. Sales No. E.21.II.C.1. https://www.un.org/development/desa/dpad/wp-content/uploads/sites/45/WESP2021_FullReport.pdf (дата обращения: 22.01.2021).
[2] О среднесрочном прогнозе развития российской экономики в условиях пандемии коронавируса и возможного кризиса мировой экономики : доклад Центра макроэкономического анализа и краткосрочного прогнозирования. http://www.forecast.ru/Forecast/fore052020.pdf (дата обращения: 23.06.2020).
[3] Годовой отчет ПАО «Транснефть» за 2019 год. https://www.transneft.ru/u/section_file/40031/2019.06.30_go_2018.pdf (дата обращения: 02.10.2020).
[4] Каргин Д. И. Нормальная обслуженность железными дорогами // Сборник Ленинградского института инженеров путей сообщения. 1927. Вып. 94. С. 34–39.
[5] Попов С. С. Организация последовательной перекачки нефти и нефтепродуктов. М. : Типография Управления делами Министерства южзападнефти, 1948. 20 с.
[6] Панферов В. И. Местная сеть путей сообщения и условия ее формирования. М. : Издательство Академии наук СССР, 1961. 134 с.
[7] Василевский Л. И. Основные проблемы исследований по географии транспорта капиталистических и экономически слаборазвитых стран // Вопросы географии. 1963. № 61. С. 153–176.
[8] Транспортная система мира. Под ред. С. С. Ушакова и Л. И. Василевского. М. : Транспорт, 1971. 216 с.
[9] Шафиркин Б. И. Координация транспорта и планирование грузовых перевозок. М. : Транспорт, 1966. 231 с.
[10] Пшеничная Л. М. Применение статистических моделей для определения плотности сети дорог при составлении проектов районной планировки : тезисы докладов в сб. «Транспортные проблемы современного градостроительства». Киев, 1975. С. 57–59.
[11] Гольц Г. А. Транспорт и расселение. М. : Наука, 1981. 248 с.
[12] Гуляев Я. Ф., Лебединский П. К. Основные показатели и измерители работы транспорта. Справочник. М. : Транспорт, 1980. 216 с.
[13] Варюхин A. M. Системный анализ и моделирование транспортных потребностей региона : сборник тезисов Первой Всесоюзной конференции «Проблемы функционирования и развития производственной инфраструктуры в условиях интенсификации общественного производства». М. : ВНИИСИ, 1986. С. 27–28.
[14] Тархов С. А. Эволюционная морфология транспортных сетей. Смоленск, М. : Универсум, 2005. 382 с.
[15] Воропай Н. И., Санеев Б. Г. Направление развития энергетической инфраструктуры для обеспечения социально-экономического развития азиатской части России // Энергетическая политика. 2008. № 4. С. 40–45.
[16] Белый О. В. Проблемы построения и развития транспортных систем. СПб. : Элмор, 2012. 192 с.
[17] Эдер Л. В., Мишенин М. В., Проворная И. В. Развитие трубопроводных систем России, АТР и Америки и возможности их интеграции // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2012. № 4. С. 14–19.
[18] Малов В. Ю. Проблемы формирования опорной транспортной сети России в контексте экономической безопасности транзитных и экспортных перевозок (опыт истории) // Мир новой экономики. 2014. № 4. С. 51–57.
[19] Коржубаев А. Г. Китайский фактор в энергетическом сотрудничестве России с Европейским союзом // Экологический вестник России. 2015. № 8. С. 1–9.
[20] Селиверстов С. А. Разработка показателей транспортной обеспеченности // Известия Петербургского университета путей сообщения. 2015. № 4. C. 48–63.
[21] Спирин И. В., Беляев В. М. Содержание понятия транспортной доступности // Мир транспорта. 2018. Т. 16. № 5. С. 26–38.
[22] Региональная структура экспорта нефти из России с дифференциацией по направлениям поставок / И. В. Проворная [и др.] // Наукоемкие технологии разработки и использования минеральных ресурсов. 2019. № 5. С. 89–93.
[23] Гамзаев Б. А. Состояние и особенности развития трубопроводного транспорта России на современном этапе // Молодой ученый. 2019. № 3. С. 155–159.
[24] Конопляник А. А. Нефтехранилища пока справились с нефтью // Ведомости от 22.05.2020. https://www.vedomosti.ru/opinion/articles/2020/05/21/830800-neftehranilischa-spravilis (дата обращения: 23.06.2020).
[25] Семушин Д. Жажда нефти Китая и стратегическое противоборство с США за коммуникации // Информационное агентство Eurasia Daily (EADaily) от 04.06.2019. https://eadaily.com/ru/news/2019/07/04/zhazhda-nefti-kitaya-i-strategicheskoe-protivoborstvo-s-ssha-za-kommunikacii (дата обращения: 23.06.2020).
[26] Model predictive control strategies performance evaluation over a pipeline transportation system / J. Cardenas-Cabrera [et al.] // Journal of Control Science and Engineering. 2019. № 4538632.
[27] Ivanov I., Avlasenko I. Development of a strategy to increase the efficiency of oil transportation through the pipeline. E3S Web of Conferences // Innovative Technologies in Environmental Science and Education (ITESE-2019). 2019. Vol. 135. № 01090.
[28] Kozmenko S. Yu., Ulchenko M. V. Development of transport infrastructure in the regions of the Arctic zone of the Russian Federation from the position provisions of national security // 4th International Scientific conference “Arctic: history and modernity”. 2019. P. 012123.
[29] Development of risk optimisation model for oil and gas transportation pipeline routes / L. Kraidi [et al.] // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. International Conference on Civil and Environmental Engineering Technologies. 2019. Vol. 584. P. 012025.
[30] Vaezi A., Verma M. Railroad transportation of crude oil in Canada: Developing long-term forecasts, and evaluating the impact of proposed pipeline projects // Journal of Transport Geography. 2018. Vol. 69. P. 98–111.
[31] Yazd S. S. H., Bagheri M. Comparing risks associated with crude oil transportation by rail, road and pipeline: Case study: Lac Megantic. Proceedings of 4th International conference on transportation information and safety. ICTIS 2017. 2017. P. 1040–1046.
[32] Шмаль Г. Деньги текут в бюджет : официальный сайт ПАО «Транснефть». https://www.transneft.ru/pressroom/rg8-3/ (дата обращения: 23.06.2020).
[33] Сведения о формировании и использовании дополнительных нефтегазовых доходов федерального бюджета в 2018–2021 гг. : официальный сайт Министерства финансов Российской Федерации. https://minfin.gov.ru/ru/statistics/fedbud/oil/?id_67=122094&page_id=3847&popup=Y&area_id=67 (дата обращения: 23.06.2020).
[34] Соловьев М. Сколько доходов получает государство от продажи нефти? https://notboringeconomy.ru/skolko-dohodov-poluchaet-gosudarstvo-ot-prodazhi-nefti/ (дата обращения: 23.06.2020).
[35] Oil rents (% of GDP). All Countries and Economies : The World Bank website. https://data.worldbank.org/indicator/NY.GDP.PETR.RT.ZS (дата обращения: 23.06.2020).
[36] Нефтепроводы США : сайт Центрального диспетчерского управления топливно-энергетического комплекса https://www.cdu.ru/tek_russia/issue/2015/10/98/ (дата обращения: 23.06.2020).
[37] Нефть и нефтепродукты: производство, потребление, экспорт, импорт – статистика : сайт SVSPB.NET. https://svspb.net/norge/neft.php (дата обращения: 23.06.2020).
[38] United States Department of Transportation. https://www.bts.gov/content/us-oil-and-gas-pipeline-mileage (дата обращения: 23.06.2020).
[39] World Energy Outlook 2019. https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2019 (дата обращения: 23.06.2020).
[40] Токарев: Срок окупаемости трубопровода ВСТО может сократиться // Агентство Бизнес Новостей. https://abnews.ru/2015/03/24/tokarev-srok-okupaemosti-truboprovoda-vsto-mozhet-sokratitsya/ (дата обращения: 23.06.2020).
|
|
660-695 |
Современные подходы к моделированию интеллектуальных систем управления. Часть 1. От аналоговых процессов к нейронному синтезу
И. В. Лямкин a , А. А. Костяшина a
a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, ул. Пресненская набережная, 4, стр. 2
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-6-660-695
Аннотация: Статья посвящена исследованию принципов и подходов к моделированию производственно-технических систем, имеющих сложную многомерную структуру, с применением математического аппарата. Рассматриваются принципы формирования математических моделей управления производственными процессами и ресурсами, применение которых перспективно и актуально в системе трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. Анализируются методические подходы к структурно-функциональному синтезу моделируемых объектов (систем) различного уровня сложности и назначения для возможности их внедрения в отрасли нефтепроводного транспорта. Приводится методика оптимизации ресурсного управления на основе сетевого планирования и агрегирования комплекса операций (процессов). Исследуются современные подходы к моделированию объектов (систем), основанные на технологии искусственного интеллекта – нечеткие системы, многослойные нейронные сети, самоорганизующиеся карты (SOМ). Оцениваются технические возможности интеллектуальных математических конструкций (иерархических, матричных, топологических и т. д.) в нейромоделировании и перспективы их практического применения, в том числе в отрасли трубопроводного транспорта (на примере нейросетевого алгоритма оценки персонала, систем производственного мониторинга и т. д.). Описывается технология построения различных самоорганизующихся моделей на основе алгоритмов соревновательного обучения (принцип «Победитель получает все»). Представлена разработанная авторами концепция прототипа интеллектуальной системы управления большими информационными массивами документов с применением многоуровневых контекстных семантических карт (на примере цифровизации отраслевого информационного ресурса должностных инструкций). Проведен обобщающий анализ функциональных областей, технических возможностей и направлений прикладного применения механизма SOМ.
Ключевые слова: математическое моделирование, нейромоделирование, информационная модель, системный подход, интеллектуальная система управления, искусственный интеллект, нечеткая логика, нейронная сеть, многослойный персептрон, функция активации, машинное обучение, самоорганизующиеся карты, векторное квантование, контекстные карты, алгоритм WEBSOM, робототехника, управление производственными процессами
Для цитирования:
Лямкин И. В., Костяшина А. А. Современные подходы к моделированию интеллектуальных систем управления. Часть 1. От аналоговых процессов к нейронному синтезу // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 6. С. 660–695. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2021-11-6-660-695.
Список литературы:↓
[1] Аверченков В. И., Федоров В. П., Хейфец М. Л. Основы математического моделирования технических систем: учебное пособие. М. : Флинта, 2016. 271 с.
[2] Донкова И. А. Исследование операций и методы оптимизации: учебное пособие. М. : Проспект, 2017. 200 с.
[3] Костюкова Н. И. Графы и их применение. Комбинаторные алгоритмы для программистов. М. : Интернет-Университет Информационных Технологий; БИНОМ. Лаборатория знаний, 2017. 311 с.
[4] Колосова Е. В., Новиков Д. А., Цветков А. В. Методика освоенного объема в оперативном управлении проектами. М. : Апостроф, 2000. 156 с.
[5] Баркалов С. А., Бурков В. Н., Гилязов Н. М. Методы агрегирования в управлении проектами. М. : ИПУ РАН, 1999. 55 с.
[6] Бурков В. Н., Квон О. Ф., Цитович Л. А. Модели и методы мультипроектного управления. М. : ИПУ РАН, 1997. 62 с.
[7] Шапорев С. Д. Дискретная математика. Курс лекций и практических занятий. СПб. : БХВ – Петербург, 2017. 400 с.
[8] Пегат А. Нечеткое моделирование и управление. М. : Лаборатория знаний, 2020. 798 с.
[9] Николенко С. И., Тулупьев А. Л. Самообучающиеся системы. М. : МЦНМО, 2009. 288 с.
[10] Кохонен Т. Самоорганизующиеся карты. М. : Лаборатория знаний, 2017. 660 с.
[11] Кан К. А. Нейронные сети. Эволюция. Изд-во «ЛитРес: Самиздат», 2018. 380 p.
[12] Жданов А. А. Автономный искусственный интеллект. М. : Лаборатория знаний, 2020. 362 с.
[13] Скворцов В. А. Примеры метрических пространств. М. : Изд-во Московского центра непрерывного математического образования, 2012. 28 с.
[14] Гальперин Г. А. Многомерный куб. М. : Изд-во Московского центра непрерывного математического образования, 2015. 80 с.
|
|
Техническое регулирование |
|
696-705 |
Исследование механизмов управления качеством в странах Азиатско-Тихоокеанского региона
О. В. Аралов a, С. И. Вьюнов a, В. Ю. Тузов a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-5-546-553
Аннотация: Обзор международной практики работы организаций по аккредитации и оценке соответствия позволяет изучить актуальные тенденции в сфере технического регулирования и использовать передовой опыт для совершенствования российской системы оценки соответствия продукции, применяемой в системе магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. Цель настоящей статьи – обзор современного опыта работы организаций по оценке соответствия продукции ведущих стран Азиатско-Тихоокеанского региона – Китая, Индии, Японии. Наряду с тем, что на территории АТР действуют соответствующие международные стандарты, в каждой из указанных стран существуют свои особенности регулирования в области оценки соответствия продукции. Определены отличительные особенности национальных систем аккредитации и сертификации, представлены основные органы регулирования в рассматриваемых странах. Показан двухуровневый характер национальных систем оценки соответствия в Китае и Индии, при котором на первом уровне находится единый субъект аккредитации, на втором – аккредитованные им субъекты с правом осуществления деятельности по сертификации в определенных областях. Отмечена централизующая и контролирующая роль государства в системе аккредитации и сертификации в Китае в сравнении с более либеральными моделями аналогичных систем в Индии и Японии, где ведущую роль в техническом регулировании играют независимые организации.
Ключевые слова: система оценки соответствия, система сертификации, экспертиза технической документации, добровольная сертификация, обязательная сертификация, управление качеством
Для цитирования:
Аралов О. В., Вьюнов С. И., Тузов В. Ю. Исследование механизмов управления качеством в странах Азиатско-Тихоокеанского региона // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 6. С. 696–705. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2021-11-6-696-705.
Список литературы:↓
[1] 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.
[2] Обзор опыта работы организаций по оценке соответствия продукции в Канаде / О. В. Аралов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 4. С. 432–439.
[3] Буянов И. В., Вьюнов С. И., Тузов В. Ю. Оценка качества и надежности нефтепроводного оборудования: опыт Евросоюза // Нефтегазовая вертикаль. 2021. № 17–18. С. 94–103.
[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. C. 24–27.
[5] CNCA : официальный сайт Администрации по сертификации и аккредитации КНР. http://www.cnca.gov.cn/ (дата обращения: 02.02.2021).
[6] SAMR : официальный сайт Государственной администрации по рыночному регулированию. http://www.samr.gov.cn/(дата обращения: 12.02.2021).
[7] CNAS : официальный сайт Китайской национальной службы по аккредитации в области оценки соответствия. http://cb.cnas.org.cn (дата обращения: 15.02.2021).
[8] HQC : официальный сайт Пекинского объединенного сертификационного агентства. http://www.hqc-china.com/ (дата обращения: 20.03.2021).
[9] BIS : официальный сайт Бюро индийских стандартов. https://bis.gov.in/ (дата обращения: 22.03.2021).
[10] OISD : официальный сайт Управления по безопасности нефтяной промышленности. https://www.oisd.gov.in (дата обращения: 22.03.2021).
[11] DGMS : официальный сайт Главного управления по безопасности горных работ. http://www.dgms.net./ (дата обращения: 22.03.2021).
[12] PNGRB : официальный сайт Совета по регулированию нефти и природного газа. https://www.pngrb.gov.in/eng-web/ (дата обращения: 22.03.2021).
[13] PESO : официальный сайт Организации по безопасности нефти и взрывчатых веществ. https://peso.gov.in/web/ (дата обращения: 22.03.2021).
[14] NITE : официальный сайт Национального института технологий и оценки. https://www.nite.go.jp/data/ (дата обращения: 27.03.2021).
[15] Safety and your Future with NITE. National Institute of Technology and Evaluation. Institute Profile. P. 12–13. https://www.nite.go.jp/data/000081573.pdf (дата обращения: 27.03.2021).
[16] JAB : официальный сайт Совета по аккредитации Японии. https://www.jab.or.jp/en/ (дата обращения: 28.03.2021).
|
|
Защита от коррозии |
|
706-716 |
Исследование методов оценки скорости внешней коррозии подземных трубопроводов
Л. П. Худякова а, Р. А. Харисов a, А. А. Шестаков, И. Р. Фархетдинов a
a Научно-технический центр трубопроводного транспорта ООО «НИИ Транснефть» (НТЦ ООО «НИИ Транснефть»), 450055, Россия, Уфа, проспект Октября, 144/3
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-6-706-716
Аннотация: Для прогнозирования развития коррозионных дефектов и ресурса трубопроводов требуется оперативный контроль протекания процессов коррозии на поверхности трубопроводов, при этом определяющее значение для эффективности коррозионной защиты имеет точность данных, получаемых в результате проводимых измерений. В настоящее время существует большое количество методов контроля скорости коррозии, основанных на разных принципах измерения. Целью работы авторов являлось исследование методов, наиболее применимых для мониторинга коррозии трубопроводов подземной прокладки. Показано, что в международной практике противокоррозионной защиты подземных трубопроводов применяют следующие методы оценки скорости коррозии: гравиметрический, резистивный (ER), метод линейного поляризационного сопротивления (LPR). Дана характеристика указанных методов, указаны их преимущества и недостатки. Представлен обзор технических решений мониторинга скорости коррозии в грунтах. Проведены сравнительные коррозионные испытания в различных грунтах (торф, глина, песок) гравиметрическим, ER- и LPR- методами. По результатам испытаний сделан вывод о возможности и ограничениях применения рассматриваемых методов для контроля внешней коррозии подземных трубопроводов.
Ключевые слова: коррозия трубопроводов, коррозионные процессы, скорость коррозии, гравиметрия, электросопротивление, поляризационное сопротивление, коррозионные испытания
Для цитирования:
Исследование методов оценки скорости внешней коррозии подземных трубопроводов / Л. П. Худякова [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 6. С. 706–716. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2021-11-6-706-716.
Список литературы:↓
[1] Оценка опасности биокоррозии подземных стальных сооружений / Л. П. Худякова [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 1. С. 82–91.
[2] Khan N. A. Using electrical resistance soil corrosion probes to determine cathodic protection effectiveness in high-resistivity soils // Materials Performance. 2004. Vol. 43. No. 6. P. 20.
[3] New technique for studying soil-corrosion of underground pipeline / N. M. Noor [et al.] // Journal of Applied Sciences. 2011. Vol. 11. Is. 9. P. 1510–1518.
[4] Jankowski J., Sokólski W. Electric resistance corrosimetry as a convenient way for assessment of cathodic protection effectiveness. X National Conference corrosion measurements in electrochemical protection. Jurata, Poland. P. 71–78.
[5] Kioupis N., Maroulis K. AC-corrosion detection on electrical resistance probes connected to a natural gas transmission pipeline. 8th International Conference Pipeline Reabilitation and Maintenance. 2006.
[6] Jankowski J., Sokólski W., Hoffmann A. Application of the electrical resistance technique to monitoring of cathodic protection effectiveness // Ochrona Przed Korozja. 2012. Vol. 55. No. 8. P. 347–350.
[7] Electrochemical measurements using combination microelectrode in crevice simulating disbonded of pipeline coatings under cathodic protection / M. C. Yan [et al.] // Corrosion Engineering Science and Technology. 2007. Vol. 42. No. 1. P. 42–49.
[8] Suganya S., Jeyalakshmim R., Rajamane N. P. Corrosion rate monitoring of mild steel in underground soil at different depths using electrical resistance (ER) probe technique // Oriental Journal of Chemistry. 2017. Vol. 33. No. 2. P. 937.
[9] Лубенский С. А., Джафаров А. К., Джафаров К. И. Измерение скорости общей коррозии подземной линейной части газопроводов в реальных условиях эксплуатации // Территория Нефтегаз. 2019. № 3. С. 30–35.
[10] William S., Vilda I. I. I. Сorrosion in the soil environment: soil resistivity and pH measurements. Final report. NJ, 2009. 69 p. https://onlinepubs.trb.org/onlinepubs/nchrp/docs/NCHRP21-06_FR.pdf. (дата обращения: 08.06.2021)
[11] Flounders E. C. Jr., Lindemuth D. D. Development and testing of a linear polarization resistance corrosion rate probe for ductile iron pipe. Web report No. 4361. 2015. https://www.waterrf.org/system/files/resource/2019-05/4361.pdf. (дата обращения: 08.06.2021)
[12] Осипов А. А. Наиболее эффективные решения в области коррозионного мониторинга // Территория Нефтегаз. 2013. № 4. С. 38–39.
[13] Анализ метода CMAS (coupled multielectrode array sensors) для определения локальной коррозии / А. Т. Фаритов [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. № 4. С. 171–185.
|
