|
Развитие отрасли |
8-17 |
Капитал будущего: итоги III (XV) Международной научно-технической конференции молодежи
ПАО «Транснефть» и организаций – членов Международной ассоциации транспортировщиков нефти
|
|
Ремонт трубопроводов |
|
18-33 |
Информационно-аналитическое сопровождение планирования замены участков линейной части магистральных нефтепроводов
А. Г. Воронов a, Ю. В. Лисин, Д. А. Неганов b, Н. Е. Зорин b, П. В. Короткевич b
a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, г. Москва, Пресненская набережная, д. 4, стр. 2
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-1-18-33
Аннотация: Обеспечение надежности и безопасности эксплуатации магистральных трубопроводов в условиях увеличения их протяженности и старения фондов требует постоянного совершенствования методологии и средств планирования ремонтно-восстановительных мероприятий. Уже сейчас для обоснования и определения приоритетности выполнения наиболее дорогостоящих работ (таких как замена трубы) необходимо моделирование трубопровода с учетом всех его конструктивных и технологических особенностей, условий эксплуатации, системной значимости и т. д. В свою очередь реализация процесса управления техническим состоянием трубопровода как многофакторной системы невозможна без создания специализированного программно-информационного обеспечения. Целью статьи является описание разработанной методологии факторного анализа технического состояния трубопровода, позволяющей учесть весь комплекс диагностической информации, конструктивные параметры объекта, режимы и условия эксплуатации, а также результаты научных исследований в области оценки прочности и долговечности трубопроводов с дефектами, фактических механических характеристик основного металла и сварных соединений труб, коррозионной стойкости и т. д. Приведен перечень оцениваемых показателей. Показаны структура программно-информационного сопровождения планирования мероприятий по замене трубы, источники получения исходных данных, особенности организации работ и программного обеспечения. Определены перспективные направления развития подходов к планированию комплекса ремонтно-восстановительных мероприятий, предусматривающие в среднесрочной перспективе количественную оценку достаточности, эффективности и экономической оптимальности указанного вида работ.
Ключевые слова: ремонт трубопроводов, замена трубы, надежность трубопровода, безопасность трубопровода, управление техническим состоянием, факторный анализ
Для цитирования:
Информационно-аналитическое сопровождение планирования замены участков линейной части магистральных нефтепроводов / А. Г. Воронов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 1. С. 18–33. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-1-18-33
Список литературы:↓
[1] Кiefner J. Criteria set for pipeline repair // Oil and Gas Journal. 1978. Vol. 76. No. 32. P. 60–63.
[2] Гарбер Ю. И., Серафимович В. Б. Параметры работоспособности противокоррозионных покрытий подземных трубопроводов за рубежом. М. : ВНИИОЭНГ, 1983. 105 с.
[3] Защита магистральных нефтепроводов от коррозии // Инженер-нефтяник: ежемесячный американский журнал (переводное издание). 1962. № 11. 54 с.
[4] Froser Y. Corrosien economie // Materials Performanse. 1974. P. 13–14.
[5] Проектирование, техника и технология строительства // Экспресс-информация. Зарубежный опыт. 1990. Вып. 8. 28 с.
[6] Crowell D. Hydrostating testing surveys assure pipeline efficiency // Oil and Gas Journal. 1978. Vol. 76. No. 23. P. 28–33.
[7] Shell upgrades pipelines to meet OPS Standards // Pipeline Industry. 1974. Vol. 40. P. 39–40.
[8] Straub D., Faber M. H. System effects in generic risk based inspection planning // Journal of Offshore Mechanics and Arctic Engineering. 2004. Vol. 126. No. 3. P. 265–271.
[9] Straub D. Stochastic modeling of deterioration processes through dynamic Bayesian networks // Journal of Engineering Mechanics. 2009. Vol. 135. No. 10. P. 1089–1099.
[10] Papakonstantinou K. G., Shinozuka M. Planning structural inspection and maintenance policies via dynamic programming and Markov processes. Part II: POMDP implementation // Reliability Engineering and System Safety. 2014. Vol. 130. P. 214–224.
[11] Memarzadeh M., Pozzi M. Integrated inspection scheduling and maintenance planning for infrastructure systems. Computer-Aided Civil and Infrastructure Engineering. 2015. Vol. 31. No. 6. P. 403–415.
[12] Chibara L. M., Hesterberg T. C. Mathematical statistics with resampling and R. Wiley, 2011. 440 p.
[13] Алтунин А. Е., Семухин М. В. Модели и алгоритмы принятия решений в нечетких условиях: монография. Тюмень : Изд-во ТГУ, 2000. 352 с.
[14] Применение байесовской методологии для прогнозирования состояния дискретных стохастических систем в условиях неопределенности / В. Р. Милов [и др.] // Системы обработки информации и управления: труды НГТУ. 2009. Т. 74. Вып. 15. С. 72–78.
[15] Боровков А. А. Математическая статистика. Оценка параметров. Проверка гипотез. М. : Наука, 1984. 472 c.
[16] Анучкин М. Н., Горицкий В. Н., Мирошниченко Б. И. Трубы для магистральных трубопроводов. М. : Недра, 1986. 231 с.
[17] Научно-технические, социально-экономические и правовые аспекты надежности транспорта нефти и нефтепродуктов / С. Г. Радионова [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 5. С. 20–31.
[18] Лисин Ю. В. Трубы держат давление: как научные исследования повышают безопасность трубопроводного транспорта // Трубопроводный транспорт нефти. 2015. № 8. С. 4–14.
[19] Гаспарянц Р. С. Расчет на прочность и долговечность трубопроводов с коррозионными дефектами потери металла // Нефтепромысловое дело. 2008. № 1. С. 34–39.
[20] Варшицкий В. М., Белкин А. А., Козырев О. А. Приведенная цикличность нагружения резервуара // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 5. С. 506–511.
[21] Неганов Д. А., Махутов Н. А., Зорин Н. Е. Формирование требований к надежности и безопасности эксплуатируемых участков линейной части магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов // Нефтяное хозяйство. 2019. № 6. С. 106–112.
[22] Охтилев М. Ю., Соколов Б. В., Юсупов Р. М. Интеллектуальные технологии мониторинга и управления структурной динамикой сложных технических объектов. М. : Наука, 2006. 410 с.
|
|
Прочность, надежность, долговечность |
|
34-38 |
Критерий допустимой кривизны оси эксплуатируемого бездефектного трубопровода
В. М. Варшицкий a, С. Н. Масликов a, Э. Н. Фигаров a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-1-34-38
Аннотация: Кривизна оси подземных трубопроводов, эксплуатируемых в сложных инженерно-геологических условиях может изменяться (увеличиваться) с течением времени. В этой связи важным является определение величины допустимого радиуса изгиба, при достижении которой трубопровод сохраняет прочность, однако с учетом возможного увеличения значения данного показателя требуется выполнение мероприятий по приведению трубопровода в нормативное положение и обеспечению его безопасной эксплуатации. Обзор научно-технической литературы показал, что методики определения предельных состояний стенки трубы и коэффициентов запаса прочности, учитываемых при проектировании трубопровода, рассмотрены во многих работах, при этом не уделяется внимание вопросу оценки предельно допустимого радиуса изгиба оси трубопровода в процессе эксплуатации. Целью авторов статьи является определение критерия допустимой кривизны оси бездефектного защемленного грунтом подземного трубопровода при комбинированном нагружении изгибающим моментом, осевой силой и внутренним давлением. В качестве предельно допустимого радиуса изгиба оси трубопровода предлагается показатель, при котором интенсивность максимальных фибровых напряжений равна нормативному пределу текучести металла труб. Данный радиус определяется с учетом упругопластического деформирования металла и зависит от основных конструктивных параметров трубопровода.
Ключевые слова: подземный трубопровод, напряженно-деформированное состояние, радиус изгиба, кривизна трубопровода, предельное состояние, деформационная теория пластичности
Для цитирования:
Варшицкий В. М., Масликов С. Н., Фигаров Э. Н. Критерий допустимой кривизны оси эксплуатируемого бездефектного трубопровода // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 1. С. 34–38. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-1-34-38
Список литературы:↓
[1] Бородавкин П. П. Подземные магистральные трубопроводы. М. : Энерджи Пресс, 2011. 480 с.
[2] Клейн Г. К. Расчет труб, уложенных в земле. М. : Госстройиздат, 1957. 195 с.
[3] Тартаковский Г. А. Строительная механика трубопровода. М. : Недра, 1967. 312 с.
[4] Камерштейн А. Г., Рождественский В. В., Pyчимский М. H. Расчет трубопроводов на прочность : справочная книга. 2-е изд., перераб. и дополн. М. : Недра, 1969. 442 с.
[5] Масалимов Р. Б. Напряженно-деформированное состояние и устойчивость кривых вставок надземных и подземных участков трубопровода : дис. … канд. техн. наук. Уфа : УГНТУ, 2016. 158 с.
[6] On the evaluation of plastic buckling of pipeline bending / M. Zheng [et al.] // International Review of Applied Sciences and Engineering. 2017. Vol. 8. Issue 1. P. 25–35.
[7] Strain-based design for buried pipelines subjected to landslides / B. Han [et al.] // Petroleum Science. 2012. Vol. 9. P. 236–241.
[8] Неганов Д. А., Варшицкий В. М., Козырев О. А. Анализ несущей способности трубопровода при действии эксплуатационных нагрузок // Нефтяное хозяйство. 2017. № 7. C. 95–98.
[9] 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.
[10] Локальное смятие стенки трубопровода при комбинированном нагружении / Я. М. Фридлянд [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2019. № 4. С. 107–109.
[11] Айнбиндер А. Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость. Справочное пособие. М. : Недра, 1991. 288 с.
[12] 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.
|
|
Проектирование, строительство и эксплуатация |
|
39-47 |
Теплотехнические расчеты грунтов оснований фундаментов опор магистральных нефтепроводов на участках многолетнемерзлых грунтов
Э. А. Пелих a , А. А. Коротков a, Л. В. Григорьев b, А. Ю. Гунар b
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
b Московский государственный университет имени М. В. Ломоносова (МГУ имени М. В. Ломоносова), 119991, Россия, Москва, ГСП-1, Ленинские горы, 1
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-1-39-47
Аннотация: Для оценки состояния линейной части магистрального трубопровода, установленного на опорах в зоне распространения многолетнемерзлых грунтов, проводятся теплотехнические расчеты грунтов оснований фундаментов опор магистральных трубопроводов. С учетом полученного значения температурного поля грунтов определяется срок безопасной эксплуатации опорных конструкций, назначаются или корректируются технические решения по обеспечению заданного температурного режима грунта оснований опор. Для обеспечения достоверности результатов теплотехнических расчетов (а именно для определения необходимых и достаточных условий корректности расчетных параметров) требуется проводить проверку соответствия данных инженерных обследований расчетным значениям параметров эксплуатации трубопровода. Для решения данной задачи предлагается проводить калибровку постоянных величин (коэффициентов), входящих в состав функциональных зависимостей теплотехнических расчетов, путем их изменения на каждом расчетном этапе до совпадения промежуточных результатов расчетов с данными, полученными в ходе инженерных обследований. Целью авторов статьи является разработка порядка проведения теплотехнических расчетов, включая алгоритм калибровки параметров расчетов. Описан порядок проведения расчетов. Указаны размер и шаги разбиения сетки расчетной области моделирования в зависимости от типа прокладки трубопровода и продолжительности эксплуатации опорных конструкций. Установлены граничные условия. Определены необходимые и достаточные условия достоверности исходных данных в процессе калибровки.
Ключевые слова: теплотехнический расчет, многолетнемерзлые грунты, алгоритм калибровки, температурное поле грунта, надземный трубопровод, подземный трубопровод, опора магистрального трубопровода, несущая способность грунта
Для цитирования:
Теплотехнические расчеты грунтов оснований фундаментов опор магистральных нефтепроводов на участках многолетнемерзлых грунтов / Э. А. Пелих [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 1. С. 39–47. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-1-39-47
Список литературы:↓
[1] Суриков В. И., Коротков А. А., Мельникова Е. А. Исследования условий эксплуатации устройств термостабилизации грунтов с учетом воздействия технических объектов на многолетнемерзные грунты // Нефтяное хозяйство. 2017. № 8. С. 116–119.
[2] Горелик Я. Б., Паздерин Д. С. Корректность постановки и решения задач по прогнозу динамики температурных полей в основании сооружений на многолетнемерзлых грунтах // Криосфера Земли. 2017. Т. 21. № 3. С. 49–59.
[3] Численное моделирование термического состояния криолитозоны в условиях меняющегося климата / П. П. Пермяков [и др.] // Наука и образование. 2016. № 2. C. 43–48.
[4] Экспресс-метод калибровки математической модели взаимодействия подземного трубопровода с вмещающими мерзлыми грунтами / А. Ю. Гунар [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 2. С. 126–135.
[5] Механика грунтов, основания и фундаменты / С. Б. Ухов [и др.]. М. : Высшая школа, 2007. 566 с.
[6] Влияние способа получения исходных данных на прогнозные теплотехнические расчеты при проектировании в криолитозоне / Г. П. Пустовойт [и др.] // Криосфера Земли. 2018. Т. 22. № 1. С. 51–57.
[7] Варламов С. П., Скрябин П. Н. Динамика теплового состояния грунтов мерзлотных ландшафтов центральной Якутии // Известия Самарского научного центра Российской академии наук. 2012. Т. 14. № 1. С. 2040–2044.
[8] Совершенствование методов и средств прогнозных расчетов ореолов оттаивания, просадки и величины напряженно-деформированного состояния трубопроводов, проложенных в многолетнемерзлых грунтах / С. Г. Радионова [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 1. С. 39–43.
[9] Исаченко В. П., Осипова В. А., Сукомел А. С. Теплопередача. М. : Энергоиздат, 1981. 415 с.
[10] Кондратьев К. Я. Актинометрия. Л. : Гидрометеоиздат, 1965. 690 с.
[11] Павлов А. В. Расчет и регулирование мерзлотного режима почвы. Новосибирск : Наука, 1980. 240 с.
[12] Беховых Л. А., Макарычев С. В., Шорина И. В. Основы гидрофизики. Барнаул : АГАУ, 2008. 172 с.
[13] Павлов А. В. Мониторинг криолитозоны. Новосибирск : Гео, 2008. 299 с.
|
|
Сварка |
|
48-56 |
Совершенствование методики расчета остаточных сварочных напряжений в зоне сварного шва магистральных трубопроводов
А. М. Покровский a, Е. И. Дубовицкий a
a Московский государственный технический университет имени Н. Э. Баумана (национальный исследовательский университет), 105005, Россия, Москва, 2-я Бауманская ул., 5, стр. 1
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-1-48-56
Аннотация: Магистральные трубопроводы свариваются в стык из отдельных труб. При этом в окрестности сварного шва возникают значительные остаточные сварочные напряжения, которые могут превосходить эксплуатационные напряжения. Соответственно, адекватный расчет на прочность и живучесть трубопроводов возможен только с учетом указанных остаточных напряжений. При этом решение задачи вычисления остаточных сварочных напряжений в упругопластической постановке без учета деформаций ползучести приводит к существенно завышенным результатам расчета. Целью настоящей работы является создание математической модели, позволяющей определить остаточные сварочные напряжения с учетом деформаций ползучести. Для этого методом конечных разностей решена нелинейная нестационарная задача теплопроводности с использованием граничных условий третьего рода. Моделирование кинетики превращения аустенита в феррито-перлит и бейнит в неизотермических условиях сварки проведено на основании теории изокинетических реакций. Расчет остаточных сварочных напряжений осуществлен посредством решения методом конечных элементов задачи термоупруговязкопластичности для материала с нестационарной структурой. Для получения уравнений состояния при пластичности и ползучести проведены экспериментальные исследования на пластичность и ползучесть трубной стали. Разработанные программные средства позволили рассчитать остаточные сварочные напряжения в реальном магистральном трубопроводе. Представленная авторами усовершенствованная методика расчета остаточных сварочных напряжений позволит более точно определять остаточный ресурс магистральных трубопроводов в окрестности поперечного сварного шва.
Ключевые слова: остаточные сварочные напряжения, сварной шов, трещиностойкость, деформация ползучести, структурные превращения, задача теплопроводности, задача термоупруговязкопластичности, расчет на прочность
Для цитирования:
Покровский А. М., Дубовицкий Е. И. Совершенствование методики расчета остаточных сварочных напряжений в зоне сварного шва магистральных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 1. С. 48–56. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-1-48-56
Список литературы:↓
[1] Махутов Н. А., Разумовский И. А. Методы анализа полей остаточных напряжений в пространственных деталях // Заводская лаборатория. Диагностика материалов. 2017. Т. 83. № 1–1. С. 56–64.
[2] Дудин Д. С., Шалимов А. С., Кузнецова Е. В. Экспериментальные методы определения остаточных напряжений // Прикладная математика, механика и процессы управления. 2015. Т. 1. С. 89–96.
[3] Одинцев И. И., Апальков А. А., Разумовский И. А. Метод измерения остаточных напряжений в массивных элементах конструкций с использованием электронной спекл-интерферометрии // Заводская лаборатория. Диагностика материалов. 2003. № 2. С. 45–49.
[4] Исследование напряженно-деформированного состояния трубного узла мартенситной стали 15Х5М в процессе диффузионной сварки / В. А. Минкевич [и др.] // Нефтегазовое дело. Электронный научный журнал. 2013. № 6. С. 356–367.
[5] Мощенко М. Г., Рубцов В. С., Кораблева С. А. Термомеханический анализ процесса многопроходной сварки соединения ДУ300 ректора РБМК методом конечных элементов // Вопросы материаловедения. 2011. № 4. С. 105–115.
[6] Куркин А. С., Макаров Э. Л. Программный комплекс «Сварка» – инструмент для решения практических задач сварочного производства // Сварка и диагностика. 2010. № 1. С. 16–24.
[7] Формирование температурных напряжений в пластине из углеродистой стали со сварным наплавом / А. В. Ткачева [и др.] // Современные наукоемкие технологии. 2019. № 12. С. 99–104.
[8] Махутов Н. А., Покровский А. М., Дубовицкий Е. И. Анализ трещиностойкости магистрального нефтепровода с учетом изменяющейся вязкости разрушения в окрестности сварного шва // Проблемы машиностроения и надежности машин. 2019. № 1. С. 44–52.
[9] Пэжина П. Основные вопросы вязкопластичности. М. : Мир, 1968. 176 с.
[10] Покровский А. М. Термопрочность цельнокованых и бандажированных прокатных валков. М. : МГТУ им. Н. Э. Баумана, 2017. 272 с.
[11] Покровский А. М., Авагимов С. С., Дубовицкий Е. И. Расчет эксплуатационных напряжений в магистральном нефтепроводе с учетом остаточных сварочных напряжений // Наука и образование: электронное научно-техническое издание. 2016. № 9. С. 124–138.
[12] Голиков Н. И., Сидоров М. М. Перераспределение остаточных сварочных напряжений при ультразвуковой ударной обработке сварных соединений стыков труб // Сварочное производство. 2011. № 5. С. 3–6.
[13] Шац М. М. Магистральные газотранспортные системы Сибири (современное состояние и перспективы) // Известия Алтайского отделения Русского географического общества. 2016. № 3. С. 27–37.
[14] Диагностика сварных швов оборудования магистральных нефтепроводов / Ю. Г. Матвиенко [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 6. C. 618–630.
[15] Chernyatin A. S., Matvienko Yu. G., Razumovsky I. A. Fatigue surface crack propagation and intersecting cracks in connection with welding residual stresses // Fatigue & Fracture of Engineering Materials & Structures. 2018. Vol. 41. No. 10. P. 2140–2152.
[16] Матвиенко Ю. Г. Двухпараметрическая механика разрушения. М. : Физматлит, 2020. 208 с.
|
|
Энергетика и электрооборудование |
|
57-67 |
Способ уменьшения эксплуатационных затрат на перекачку нефти за счет использования противотурбулентной присадки
А. Л. Булыгин a , Н. Н. Голунов a, М. В. Лурье a, Е. О. Штанько a
a Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина), 119991, Россия, Москва, Ленинский проспект, 65
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-1-57-67
Аннотация: Предлагается способ уменьшения суммарных затрат на оплату электроэнергии, расходуемой на перекачку нефти по магистральному трубопроводу. Суть данного способа состоит в снижении наибольшей составляющей этих затрат – расходов на оплату сетевой мощности (средней за месяц максимальной мощности, потребленной нефтепроводным предприятием в часы пиковой нагрузки). С этой целью исследуется возможность отказа от использования в период пиковой нагрузки наиболее энергоемких комбинаций работающих насосов с компенсацией выпадающей производительности путем введения в поток перекачиваемой нефти противотурбулентной присадки. Рассматривается вопрос выбора оптимального режима работы технологического участка магистрального трубопровода за счет варьирования комбинаций включенных и выключенных насосов. В качестве критерия оптимальности принимается минимум суммарных эксплуатационных затрат, определенных как денежные затраты на оплату потребляемых насосными агрегатами электроэнергии и мощности, а также на приобретение присадки. Формулируется и решается задача об экономической целесообразности применения ПТП для компенсации выпадающей производительности нефтепровода и, как следствие, отказа от использования наиболее энергоемких гидравлических режимов. Предлагается двухэтапный алгоритм оптимизации режима работы технологического участка магистрального трубопровода, учитывающий все особенности расчета суммарных затрат на электроэнергию в условиях двухставочного тарифа. Приводится пример расчета с использованием предлагаемого алгоритма.
Ключевые слова: гидравлический режим, режим перекачки, оптимизация режима перекачки нефти, сетевая мощность, затраты на электроэнергию, эксплуатационные затраты, противотурбулентная присадка, энергоэффективность
Для цитирования:
Способ уменьшения эксплуатационных затрат на перекачку нефти за счет использования противотурбулентной присадки / А. Л. Булыгин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 1. С. 57–67. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-1-57-67
Список литературы:↓
[1] Лурье М. В., Штанько Е. О. Оптимизация режимов работы магистрального нефтепровода по критерию минимальных затрат на оплату электрической энергии // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 2. С. 190–197.
[2] Ревель-Муроз П. А. Разработка методов повышения энергоэффективности нефтепроводного транспорта внедрением комплекса энергосберегающих технологий : дис. ... канд. техн. наук. Уфа : УГТНУ, 2018. 202 с.
[3] Нанотехнологии для снижения гидравлического сопротивления трубопроводов / Р. Н. Бахтизин [и др.]. Санкт-Петербург : Недра, 2018. 352 с.
[4] Дидковская А. С., Лурье М. В. Универсальный алгоритм численных расчетов стационарных режимов работы нефтепроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 4. C. 86–91.
[5] Дидковская А. С. Теоретическое обобщение методов расчета гидродинамических процессов в трубопроводах для перекачки жидких углеводородов : дис. ... докт. техн. наук. М. : Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина, 2018. 226 с.
[6] Голунов Н. Н., Дидковская А. С., Лурье М. В. Итерационный алгоритм гидравлического расчета взаимосвязанных участков нефтепровода при использовании противотурбулентных добавок // Территория Нефтегаз. 2019. № 4. C. 74–83.
[7] Канторович Л. В. Математические методы организации и планирования производства. Л. : Издательство ЛГУ, 1939. 35 с.
[8] Акулич И. Л. Математическое программирование в примерах и задачах. М. : Лань, 2011. 352 с.
[9] Голунов Н. Н., Лурье М. В. Выбор оптимального режима эксплуатации технологического участка нефтепровода с применением карт режимов работы // Территория Нефтегаз. 2018. № 12. С. 76–80.
[10] Лурье М. В., Голунов Н. Н., Дидковская А. С. Оптимальные концентрации противотурбулентной присадки для увеличения пропускной способности магистрального нефтепровода // Территория Нефтегаз. 2021. № 9–10. C. 38–43.
|
|
Защита от коррозии |
|
68-79 |
Математическое моделирование переходного сопротивления катодно-поляризуемого трубопровода по данным магнитометрии
В. Н. Кризский a , П. Н. Александров b, А. А. Ковальский c , С. В. Викторов d
a Санкт-Петербургский горный университет, Васильевский остров, 21-я линия, 2, 199106, Санкт-Петербург, Россия
b Центр геоэлектромагнитных исследований – филиал Института физики Земли имени О. Ю. Шмидта Российской академии наук (ЦГЭМИ ИФЗ РАН), а/я 30, 108840, Москва, Россия
c ООО «Кибер Скан Технолоджи» (ООО «КС-Технолоджи»), ул. Элеваторная, 116а, 453100, Стерлитамак, Россия
d Стерлитамакский филиал Башкирского государственного университета, проспект Ленина, 49, 453103, Стерлитамак, Россия
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-1-68-79
Аннотация: Интерпретация данных магнитометрии катодно-поляризуемых подземных трубопроводов с целью оценки состояния их изоляционного покрытия позволяет получить информацию, необходимую для обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта в процессе эксплуатации. Определение переходного сопротивления на границе «грунт – труба» – трудноразрешимая обратная задача математической физики, решения которой не обнаружено авторами в научной литературе. Цель настоящей работы – показать разрешимость задачи и определить оптимальные параметры применения БПЛА-технологии неразрушающего магнитометрического контроля изоляции магистральных трубопроводов. Построена математическая модель обратной задачи определения переходного сопротивления на границе «грунт – труба» по данным измерений модуля вектора магнитной индукции постоянного магнитного поля, возбуждаемого системой катодной электрохимической защиты трубопровода. Для ее решения применен метод регуляризации А. Н. Тихонова в классе ограниченных кусочно-постоянных функций. Методом вычислительного эксперимента исследована зависимость погрешности искомой величины сопротивления от высоты перемещения датчиков магнитометрической системы над осью трубопровода и уровня шума в измеренных данных. Установлено, что для устойчивого определения переходного сопротивления изоляционного покрытия магистральных трубопроводов следует проводить измерения вектора магнитной индукции в воздухе на высотах, составляющих от двух до четырех длин дефектных сегментов.
Ключевые слова: однородное полупространство, катодная защита, электрохимическая защита, переходное сопротивление, математическое моделирование, электрическое поле, магнитное поле, магнитометрия, контроль изоляции
Для цитирования:
Математическое моделирование переходного сопротивления катодно-поляризуемого трубопровода по данным магнитометрии / В. Н. Кризский [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 1. С. 68–79. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-1-68-79
Список литературы:↓
[1] Peabody A. W. Control of pipeline corrosion // Anti-Corrosion Methods and Materials. 2001. Vol. 48. No. 6.
[2] Lazzari L., Pedeferri P. Cathodic Protection. Polipress Milano, 2006.
[3] Cicek V. Cathodic protection: industrial solutions for protection against corrosion. Wiley, 2013. 320 p.
[4] Голдобина Л. А., Орлов П. С. Анализ причин коррозионных разрушений подземных трубопроводов и новые решения повышения стойкости стали к коррозии // Записки Горного института. 2016. Т. 219. С. 459–464.
[5] Комплексная диагностика технического состояния трубопроводов / Г. Л. Максимов [и др.] // Коррозия Территории «Нефтегаз». 2017. № 2. С. 16–22.
[6] Саксон В. М., Сергеев А. Б., Проказин А. Б. Диагностика стальных трубопроводов методом бесконтактной магнитометрии // Мир измерений. 2012. № 6. С. 17–21.
[7] Любчик А. Н. Способ дистанционного магнитометрического контроля технического состояния магистральных трубопроводов // Записки Горного института. 2012. Т. 195. С. 268–271.
[8] Hausamann D., Zirnig W., Schreier G. Monitoring of gas transmission pipelines – a customer driven civil UAV application // Proceedings of the ONERA-DLR Symposium ODAS 2003.
[9] Лапига И. Р., Щипачев А. М. Искусственные нейронные сети для оценки остаточного ресурса газонефтепроводов // Деловой журнал Neftegaz.RU. 2019. № 12. С. 46–52.
[10] Lapiga I., Shchipachev A., Osadchiy D. Using of artificial neural networks to assess the residual resource of trunk pipelines // E3S Web of Conferences. 2021. Vol. 225. Proceedings of II International Conference «Corrosion in the Oil & Gas Industry » 2020.
[11] Digital twin technology for pipeline inspection / R. A. Lureva [et al.] // Smart Innovation, Systems and Technologies. 2020. Vol. 193. P. 329–339.
[12] Riemer D. P. Modeling cathodic protection for pipeline networks [dissertation of Cand. Sci. (Eng.)]. Florida : University of Florida; 2000. 263 p.
[13] Селезнев В. Е., Алешин В. В., Прялов С. Н. Математическое моделирование трубопроводных сетей и систем каналов: методы, модели и алгоритмы. М. : МАКС Пресс, 2007. 695 с.
[14] Mathematical modeling of non-stationary gas flow in gas pipeline / V. G. Fetisov [et al.] // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. 2018. P. 022034.
[15] Айнбиндер А. Б., Камерштейн А. Г. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. М. : Недра, 1982. 344 с.
[16] Бородавкин П. П. Механика грунтов. М. : Недра, 2003. 224 с.
[17] Математическая модель и алгоритм расчета электрического поля катодной защиты протяженными анодами / А. М. Болотнов [и др.] // Физикохимия поверхности и защита материалов. 2008. Т. 44. № 4. С. 438–441.
[18] Mujezinovich А., Martinez S., Muharemovich A. Mathematical model for cathodic protection of the underground pipelines // Conference paper. 25th Expert meeting «Komunalna Energetika/Power Engeneering». Maribor, 2016. P. 1–16.
[19] Numerical simulations for cathodic protection of pipelines / C. Liu [et al.] // Underground Pipeline Corrosion – Detection,Analysis and Prevention. 2014. P. 85–126.
[20] Моделирование электромагнитных полей систем катодной защиты магистральных трубопроводов в горизонтально-слоистых средах / В. Н. Кризский [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 5. С. 558–567.
[21] Математическое моделирование электрических полей катодной защиты магистральных трубопроводов в анизотропных средах / В. Н. Кризский [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 1. С. 52–63.
[22] Ткаченко В. Н. Расчет электрохимической защиты трубопроводных сетей от коррозии методом дискретизации // Электричество. 2007. № 12. С. 41–47.
[23] Кризский В. Н., Викторов С. В., Беляева М. Б. Математическое моделирование геоэлектрических полей в кусочно-однородных квазитрехмерных средах. Стерлитамак : Стерлитамакский филиал БашГУ, 2015. 103 с.
[24] Ландау Л. Д., Лифшиц Е. М. Теоретическая физика : в 10 т. Т. 2. Теория поля : учеб. пособие для вузов. 7-е изд., исправленное. М. : Наука, 1988. 512 с.
[25] Тихонов А. Н., Арсенин В. Я. Методы решения некорректных задач. 2-е изд., испр. М. : Наука, Главная редакция физико-математической литературы, 1986. 288 с.
[26] Обратные задачи и методы их решения. Приложения к геофизике / А. Г. Ягола [и др.]. М. : Бином. Лаборатория знаний, 2014. 216 с.
[27] Kelley C. T. Iterative methods for optimization. SIAM, Philadelphia, 1999. 180 p.
|
|
Товарно-транспортные операции и метрологическое обеспечение |
|
80-86 |
Оценка неопределенности на примере измерений массовой доли серы в потоке нефти
А. Ю. Дьяченко a
a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, 4, стр. 2
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-1-80-86
Аннотация: В условиях увеличения добычи высоковязких нефтей возрастающую значимость имеет постоянный мониторинг содержания массовой доли серы в нефти для решения задач обеспечения заданного качества продукции, сдаваемой на отечественные нефтеперерабатывающие заводы и на экспорт. Для определения массовой доли серы в потоке нефти применяются поточные анализаторы серы. При этом требования к точности измерений составляют сотые доли процента. Как правило, калибровка серомера осуществляется только один раз: при вводе в эксплуатацию на этапе проведения пусконаладочных работ. В рамках поверки в условиях производства осуществляется подтверждение характеристик анализатора установленным метрологическим требованиям (соответствие величины фактической погрешности допустимому диапазону погрешностей, указанному в описании типа средства измерения). Таким образом, поверка позволяет подтвердить соответствие серомера нормативным требованиям, но не дает возможность повысить точность измерений. По результатам анализа научно-технической литературы установлено, что большинство исследований в области измерений массовой доли серы ограничиваются сравнением точности существующих методов, но не рассматривают вопрос о факторах, влияющих на результаты измерений. В настоящей работе проанализированы факторы, оказывающие влияние на точность измерений массовой доли серы в потоке нефти. Сформирован бюджет неопределенности, позволяющий с помощью математической модели оценить влияние каждого фактора на точность измерений. Определены перспективные направления уменьшения неопределенности измерений: повышение точности лабораторных методов при калибровке поточных анализаторов и совершенствование методик калибровки.
Ключевые слова: массовая доля серы, анализаторы серы, градуировочная характеристика, бюджет неопределенности, неопределенность измерений, качество нефти, высоковязкая нефть
Для цитирования:
Дьяченко А. Ю. Оценка неопределенности на примере измерений массовой доли серы в потоке нефти // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 1. С. 80–86. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-1-80-86
Список литературы:↓
[1] Измерение массовой доли серы в нефти и нефтепродуктах / А. Д. Гоганов [и др.] // Мир измерений. 2004. № 12.
[2] Новиков Е. А. Определение серы в нефтепродуктах. Обзор аналитических методов // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. 2008. № 1, 3–5.
[3] Родзевич А. П., Газенаур Е. Г. Методы анализа и контроля веществ: учебное пособие. Томск : Изд-во Томского политехнического университета, 2013. 312 с.
[4] Сравнительный анализ технических характеристик поточных анализаторов серы отечественного и зарубежного производства / И. Н. Кацал [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. № 1. C. 89–93.
[5] Determination of sulfur content in petroleum products – an overview / C. B. Subhash [et al.] // Journal of Sulfur Chemistry. 2017. No. 4. P. 450–464.
[6] Interlaboratory comparison report / J. Kreeke [et al.] // IMEP-22 Sulphur in Petrol. 2007. 42 p.
[7] Руководство по выражению неопределенности измерений / Под ред. В. А. Слаева. СПб. : ВНИИМ, 1999. 134 с.
[8] Походун А. И. Экспериментальные методы исследований погрешности и неопределенности измерений. СПб. : СПбГУ ИТМО, 2006. 112 c.
|
|
87-93 |
Оценка влияния увеличения приема ярегской нефти на качество грузопотоков в системе магистральных нефтепроводов
А. Ю. Ляпин а, А. В. Баканов b, А. В. Астахов c
a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, 4, стр. 2
b АО «Транснефть – Приволга», 443020, Россия, Самара, ул. Ленинская, 100
c АО «Транснефть – Север», 169300, Россия, Ухта, проспект А. И. Зерюнова, 2/1
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-1-87-93
Аннотация: Цель статьи – оценка влияния физико-химических и реологических свойств нефтей, принимаемых в магистральные нефтепроводы Уса – Ухта и Ухта – Ярославль, на качество текущих и перспективных грузопотоков в связи с планируемым увеличением приема нефти Ярегского месторождения до 3,5 млн т в год. Проведены лабораторные испытания образцов нефтей и нефтесмесей, перекачиваемых по нефтепроводам Уса – Ухта и Ухта – Ярославль, а также лабораторные испытания прогнозных смесей нефтей с различным содержанием ярегской нефти. Показано, что незначительное увеличение доли ярегской нефти в смеси приводит к существенному возрастанию кинематической вязкости, что влечет за собой снижение производительности режимов перекачки, увеличение энергопотребления, изменения параметров работы нефтепровода. Для исключения этих проблем в АО «Транснефть – Север» реализован инвестиционный проект, в рамках которого построен узел смешения нефти, позволяющий осуществлять управляемое смешение ярегской нефти с потоком и автоматически поддерживать ее содержание на заданном уровне.
Ключевые слова: высоковязкие нефти, высокопарафинистые нефти, реологические характеристики, реологические свойства нефти, Ярегское месторождение, грузопотоки, качество нефти
Для цитирования:
Ляпин А. Ю., Баканов А. В., Астахов А. В. Оценка влияния увеличения приема ярегской нефти на качество грузопотоков в системе магистральных нефтепроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 1. С. 87–93. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-1-87-93
Список литературы:↓
[1] Васенева А. А., Некучаев В. О., Филиппов И. С. Неньютоновские и тиксотропные свойства смесей нефтей Тимано-Печорской провинции // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2013. № 3. C. 75–86.
[2] Вассерман Б. Я. Разведанность ресурсов углеводородов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции на начало XXI века // Геология нефти и газа. 2001. № 2. С. 2–6.
[3] Жуйко П. В. Разработка принципов управления реологическими свойствами аномальных нефтей: дисc. … д-ра техн. наук. Ухта : Ухтинский государственный технический университет, 2003. 315 с.
[4] Рочев М. К., Колонских А. В. Исследования вязкоупругих и тиксотропных свойств Усинского месторождения // Нефтегазовое дело. 2009. Т. 7. № 1. С. 37–42.
[5] Головко А. К., Камьянов В. Ф., Огородников В. Д. Физико-химические характеристики и углеводородный состав нефтей Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна // Геология и геофизика. 2012. Т. 53. № 11. С. 1580–1594.
[6] Некучаев В. О., Васенева А. А. Особенности реологических кривых течения высоковязких нефтей и их водных эмульсий // Нефтяное хозяйство. 2013. № 8. С. 61–63.
[7] Некучаев В. О., Васенева А. А., Филиппов И. С. Изменение реологических свойств аномальных нефтей Тимано-Печорской провинции при их смешивании и термообработке // Нефтяное хозяйство. 2013. № 8. С. 64–65.
[8] О формировании грузопотоков нефти в системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» / И. Н. Кацал [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 2. С. 92–95.
[9] Оптимизация условий подготовки нефтесмесей для повышения безопасности работы нефтепровода Атасу – Алашанькоу / А. Г. Пирогов [и др.] // Нефть и газ. 2009. № 1. С. 35–40.
[10] Калика В. И. Задача оптимизации транспортировки нефти и алгоритм ее решения // Экономика и математические методы. 1975. Т. 11. Вып. 6.
[11] Алгоритм оптимизации распределения потоков по сети магистральных нефтепроводов / Ю. П. Ретюнин [и др.] // Трубопроводный транспорт нефти : сб. научн. тр. Уфа : ВНИИСПТнефть, 1987. С. 61–63.
[12] Расчеты энергосберегающих режимов последовательной перекачки нефтесмесей на участке магистрального нефтепровода / У. К. Жапбасбаев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 3. С. 326–336.
[13] Кутуков С. Е., Бажайкин С. Г., Гольянов А. И. Повышение эффективности последовательной перекачки оптимизацией компонентного состава смеси нефтей // Нефтяное хозяйство. 2018. № 1. С. 88–91.
[14] Максимова Л. Д., Ковалев А. Г., Вашуркин А. Н. Статистическая оценка коллекторских свойств Третьего пласта Ярегского месторождения // Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта. Труды ВНИИ. Вып. 44. 1966. С. 22–30.
[15] Герасимов И. В. Большое будущее Яреги. О комплексном развитии Ярегского нефтетитанового месторождения // Регион. 2012. № 9. С. 7–10.
[16] Калинина А. А., Калинин Е. П. Геолого-экономическая оценка комплексного использования ярегской тяжелой нефти // Известия Коми научного центра УрО РАН. 2013. № 3. С. 110–118.
[17] Оноприюк В., Голиков Д. Горячая нефть Яреги // Трубопроводный транспорт нефти. 2017. № 1. С. 42–45.
|
|
Автоматика, телемеханика и связь |
|
94-105 |
Программно-технический комплекс для испытания систем автоматического регулирования на базе гидродинамической модели трубопровода
А. Ю. Мартынов а, М. С. Лукьяненко b, С. Ф. Мальцев b, В. Н. Сивашова b, Е. С. Чужинов c, В. А. Швечков d, А. С. Бальченко d
a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, 4, стр. 2
b АО «Гипротрубопровод», Центр проектирования систем автоматизации и связи (филиал), 117186, Россия, Москва, ул. Вавилова, 24, корп. 1
c ООО «Транснефть-Технологии», 125252, Россия, Москва, 3-я Песчаная ул., 2А
d Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина, 119991, Россия, Москва, Ленинский проспект, 65
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-1-94-105
Аннотация: В настоящей статье представлен опытно-конструкторский образец программно-технического комплекса для испытаний систем автоматического регулирования (САР) давления и расхода, устанавливаемых на объектах магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов. Как известно, работа САР определяется не только характеристиками исполнительного механизма и параметрами насосной станции, но существенно зависит от процессов, возникающих на всем технологическом участке магистрального трубопровода. В этой связи качественный анализ работы САР требует учета гидравлических процессов в конкретных участках трубопровода. Однако проведение полного комплекса проверки настроек и алгоритмов управления САР на реальном трубопроводе в условиях действующего производства невозможно из-за рисков нарушения производственных процессов. Решением проблемы является имитация работы гидравлической системы, реализованная в виде математической модели технологического участка магистрального трубопровода в составе испытательного стенда. В основе проверочных тестов стенда заложены алгоритмы и критерии теории автоматического управления, а также созданные на математической модели трубопровода переходные процессы (в том числе предаварийные), близкие к реальным условиям эксплуатации оборудования. Представлено описание математической модели, ее взаимодействия с аппаратными средствами САР. Разработана система автоматической оценки показателей качества регулирования с формированием отчета о результатах проведения тестирования САР.
Ключевые слова: гидродинамическая модель, система автоматического регулирования, контур регулирования, модельно-ориентированное проектирование, испытательный стенд, тестирование программного обеспечения
Для цитирования:
Программно-технический комплекс для испытания систем автоматического регулирования на базе гидродинамической модели трубопровода / А. Ю. Мартынов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 1. С. 94–105. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-1-94-105
Список литературы:↓
[1] Коростелев Д. А., Левая М. Н., Левый И. С. Автоматизация процесса мониторинга и регулирования давления в нефтепроводе // Вестник АГТУ. Серия: управление, вычислительная техника и информатика. 2017. № 1. С. 37–47.
[2] Бархатов А. Ф., Чужинов Е. С., Вязунов Е. В. Определение характеристик системы регулирования давления на базе метода перепуска // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 3. С. 20–28.
[3] Южанин В. В., Чернова В. О., Швечков В. А. Система автоматического регулирования давления с предсказанием и компенсацией волн давления // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2019. № 5. С. 5–10.
[4] Ямалеев Р. А., Кузяков О. Н. Оптимизация работы систем автоматического регулирования давления нефтеперекачивающих станций с применением имитационной модели // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2014. № 5. С. 42–46.
[5] Luo Y., Chen Y. Stabilizing and robust fractional order PI controller synthesis for first order plus time delay systems // Automatica. 2012. No. 48. P. 2159–2167.
[6] He J.-B., Wang Q.-G., Lee T.-H. PI/PID controller tuning via LQR approach // Chemical Engineering Science. 2000. Vol. 55. Is. 13. P. 2429–2439.
[7] Robust control of nonlinear MAGLEV suspension system with mismatched uncertainties via DOBC approach / J. Yang [et al.] // ISA Transactions. 2011. No. 50. P. 389–396.
[8] Pavković D., Polak S., Zorc D. PID controller auto-tuning based on process step response and damping optimum criterion // ISA Transactions. 2014. No. 53. P. 85–96.
[9] Astrom K. J., Hagglund T. The future of PID control // Control Engineering Practice. 2001. No. 9. P. 1163–1175.
[10] Priyanka E. B., Maheswari C., Thangavel S. Online monitoring and control of flow rate in oil pipelines transportation system by using PLC based Fuzzy‐PID controller // Flow Measurement and Instrumentation. 2018. No. 62. P. 144–151.
[11] Имитационный стенд для тестирования алгоритмов управления объектов нефтегазовой отрасли / В. Е. Попадько [и др.] // Справочник инженера. 2015. № 5. С. 31–36.
[12] Руководство Microsoft по проектированию архитектуры приложений / Д. Мейер [и др.]. 2009. 529 с.
[13] Применение модельно ориентированного проектирования к созданию АСУ ТП / С. С. Журавлев [и др.] // Вестник НГУ. Серия: Информационные технологии. 2018. Т. 16. № 4. С. 56–67.
[14] NModbus//репозиторий GitHub. https://github.com/NModbus/NModbus (дата обращения: 01.02.2021).
[15] Пономарев В. М., Литвинов А. П. Основы автоматического регулирования и управления. М., 1974. 439 с.
|
|
Экономика и управление |
|
106-120 |
Достаточность и избыточность тарифа на транспортировку нефти в условиях кризисов и нефтяной турбулентности
П. Ю. Сериков a, Н. В. Гончарова a, И. П. Серикова a, Д. Н. Бармин a
a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, 4, стр. 2
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-1-106-120
Аннотация: Применительно к условиям новейшего суперцикла на нефтяном рынке проведен анализ изменений цен на нефть во время кризисов 1997–1999 гг., 2008, 2014 и 2020 гг., рассмотрены решения по тарифному регулированию деятельности российской нефтетранспортной монополии. В рамках концепции о чрезмерности/достаточности тарифа на услуги по транспортировке нефти выполнен обзор предложений по снижению негативного воздействия рыночной конъюнктуры на нефтяную отрасль. Показано, что предложения по изменению тарифной политики ПАО «Транснефть» ввиду якобы избыточности тарифа не могут быть оценены как конструктивные и рекомендованы к применению. Указаны недостатки метода тарифного регулирования «инфляция минус», применяемого с 2015 года на услуги по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам: инфлирование производится по индексу потребительских цен, а не по индексу цен производителей промышленной продукции; используется прогнозный (по сути, виртуальный) индекс, а не фактический за предыдущий период. Разница прогнозной и фактической инфляции вызывает разбалансировку тарифного процесса, что ведет к недополучению ПАО «Транснефть» тарифной выручки, величина которой нарастающим итогом в 2022 году достигает 30 %. Таким образом, достаточность нефтепроводных тарифов с точки зрения экономической обоснованности не обеспечивается. Предлагается перейти к практическим шагам по обеспечению единства подходов к регулированию субъектов естественных монополий, учитывающих фактическую инфляцию.
Ключевые слова: нефтяной суперцикл, нефтяной кризис, кризисы, цена на нефть, тарифы на транспортировку нефти, избыточность и достаточность тарифа, метод индексации, инфляция
Для цитирования:
Достаточность и избыточность тарифа на транспортировку нефти в условиях кризисов и нефтяной турбулентности / П. Ю. Сериков [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 1. С. 106–120. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-1-106-120
Список литературы:↓
[1] Яковец Ю. В. Экономические кризисы: неизбежная реальность // Экономические стратегии. 2004. Т. 6. № 1. С. 32–37.
[2] Arens W. A., Sharma V. R. Trends in natural resourcecommodity prices. Deterministic or stochastic? // Journal of Environmental Economics and Management. 1997. Vol. 33. Issue 1. P. 59–74.
[3] Ергин Д. Добыча. Всемирная история борьбы за нефть, деньги и власть. М. : Альпина Паблишер, 2011. 944 с.
[4] Dvir E., Rogoff K. S. The epochs of oil // NBER Working Paper. 2009. No. 14927.
[5] Cashin P., McDermott C. J. The long-run behavior of commodity prices: Small tends and big variability // IMF Staff Papers. 2002. Vol. 49. No. 2. P. 175–199.
[6] Krichene N. Crude oil prices: Trends and forecast // IMF Working Paper. 2008. Vol. 133. No. 8.
[7] Jacks D. S. From boom to bust: a typology of real commodity prices in the long run // Cliometrica. 2019. No. 13. P. 201–220.
[8] Erten B., Ocampo J. Super cycles of commodity prices since the mid-nineteenth century // World Development. 2013. Vol. 44. P. 14–30.
[9] Zellou A., Cuddington J. Trends and super cycles in crude oil and coal prices // Colorado School of Mines. Working Paper. 2012. No. 212-10.
[10] Гурвич Е., Беляков И., Прилепский И. Нефтяной суперцикл и бюджетная политика // Вопросы экономики. 2015. № 9. С. 5–30.
[11] Гурвич Е., Прилепский И. Анализ и прогнозирование динамики цен на нефть. Экономическая экспертная группа. Московская школа экономики. 21 марта 2019 : презентация. http://www.eeg.ru/files/lib/2019/27032019.pdf (дата обращения: 04.09.2021).
[12] Гурвич Е. Т., Прилепский И. В. Анализ экспертных и официальных прогнозов на нефть // Вопросы экономики. 2018. № 4. С. 26–48.
[13] Сериков П. Ю. Об аспектах государственного регулирования естественных монополий, связанных с инфляцией и экономическим ростом // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 4. С. 102–111.
[14] Долматов И. А., Золотова И. Ю., Маскаев И. В. Новый тарифный режим для естественных монополий в России: каким он должен быть? // Эффективное антикризисное управление. 2017. № 3. С. 30–37.
[15] Воронин В. И., Борисов Н. Н. Экономика нефтепроводного транспорта. М. : Наука,1997. 310 с.
[16] Лоповок С. Г. Совершенствование тарифной системы магистрального нефтепроводного транспорта : автореф. дис. … канд. эконом. наук. М. : РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2008. 24 c.
[17] Зубарева В. Д., Лоповок С. Г. Совершенствование тарифообразования в магистральном транспорте нефти // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. 2008. № 5. С. 8–11.
[18] Краткий обзор ключевых показателей деятельности ПАО «Транснефть» и сопоставимых зарубежных компаний за 2016–2017 гг. : официальный сайт ПАО «Транснефть». https://www.transneft.ru/u/news_article_file/16911/transneft.pdf (дата обращения: 04.09.2021).
[19] Воронин В. И., Коробкин В. Т., Цинкова Э. Н. К вопросу о прогнозировании инфляции при разработке нефтепроводных тарифов // Трубопроводный транспорт нефти. 1994. № 6. С. 39–42.
[20] Борисов Н. Н. Совершенствование государственного тарифного регулирования деятельности нефтетранспортной монополии : автореф. дис. … канд. эконом. наук. М. : МАДИ, 2002. 31 с.
[21] Усманов И. Р., Руднева Ю. Р. Применение эталонных затрат как методическая новация тарифного регулирования магистрального трубопроводного транспорта // Вестник экономики и менеджмента. 2020. № 2. С. 35–42.
[22] Сериков П. Ю., Гончарова Н. В., Серикова И. П. Современные представления о естественных монополиях и их тарифном регулировании. Часть 2. Государственное регулирование // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 2. С. 224–236.
[23] Гусева А. Б. Рост тарифов как следствие инфляции // Мир транспорта. 2019. № 1. С. 94–97.
[24] Регулирование цен: когда нужно остановиться? : Аналитическая записка / С. Власов [и др.] http://www.cbr.ru/Content/Document/File/131342/analytic_note_20211209_dip.pdf (дата обращения: 23.12.2021).
[25] Синельникова-Мурылева Е., Гребенкина А. Оптимальная инфляция и инфляционное таргетирование: страновой опыт // Финансы. Теория и практика. 2019. Т. 23. № 1. С. 49–65.
[26] Оптимальная инфляция в России: теория и практика / С. Дробышевский [и др.] // Экономическая политика. 2020. Т. 15. № 4. С. 8–29.
|
