|
Прочность, надежность, долговечность |
224-229 |
Оценка напряженно-деформированного состояния трубопровода в области вмятины при изгибающей нагрузке
А. А. Игнатик a, М. А. Шенец a
a Ухтинский государственный технический университет, 169300, Россия, Ухта, ул. Первомайская, 13
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-3-224-229
Аннотация: Целью работы является экспериментальное определение полей напряжений трубы в области вмятины при воздействии изгибающей силы. Объект исследований – труба, выполненная из стали 14ХГС, со следующими геометрическими параметрами: наружный диаметр – 325 мм, номинальная толщина стенки – 9 мм, длина – 3 м. На трубе в зоне верхней образующей расположена вмятина длиной 240 мм, шириной 148 мм, максимальной глубиной 11,8 мм, относительной глубиной 3,6 %. Выполнен обзор литературных источников по теме статьи. Обнаружена недостаточная изученность напряженно-деформированного состояния трубы в области вмятины путем физических и натурных экспериментов с использованием тензометрии, с детальным определением полей напряжений и деформаций. В проведенном эксперименте на трубу с вмятиной действовала изгибающая нагрузка в вертикальной плоскости. С применением тензорезисторов проведены измерения кольцевых, продольных деформаций и деформаций под углом 45° к оси трубы в узлах координатной сетки, нанесенной в области дефекта. Найдены поля кольцевых, продольных напряжений и интенсивности напряжений в области вмятины. Определена наиболее нагруженная точка – в зоне наибольшей глубины дефекта.
Ключевые слова: вмятина, изгибающая сила, интенсивность напряжений, кольцевые напряжения, продольные напряжения, напряженно-деформированное состояние, лабораторный стенд
Для цитирования:
Игнатик А. А., Шенец М. А. Оценка напряженно-деформированного состояния трубопровода в области вмятины при изгибающей нагрузке // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 3. С. 224–229. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-3-224-229
Список литературы:↓
[1] Аладинский В. В., Гаспарянц Р. С., Маханев В. Н. Методика расчета на прочность и долговечность труб с дефектами геометрии // Нефтегазовое дело. 2007. Т. 5. № 5. С. 119–124.
[2] Игнатик А. А. Совершенствование методики оценки работоспособности магистральных нефтепроводов с комбинированными дефектами типа «вмятина с потерей металла» : дис. … канд. техн. наук. Ухта : Ухтинский государственный технический университет, 2020. 180 с.
[3] Игнатик А. А., Сальников А. В., Шарыгин А. М. Исследование напряженно-деформированного состояния трубопровода в области одиночной вмятины и вмятины с дефектом уменьшения толщины стенки // SOCAR Proceedings. 2018. № 4. С. 35–42.
[4] Cosham A., Hopkins P. The effect of dents in pipelines – guidance in the pipeline defects assessment manual // Proceedings ICPVT-10, 2003. Vienna, Austria. https://www.penspen.com/wp-content/uploads/2014/09/pdam-dents.pdf (дата обращения: 28.09.2021).
[5] Салюков В. В., Харионовский В. В. Магистральные газопроводы. Диагностика и управление техническим состоянием. М. : Недра, 2016. 213 с.
[6] Теплинский Ю. А., Быков И. Ю. Управление эксплуатационной надежностью магистральных газопроводов. М. : ЦентрЛитНефтеГаз, 2007. 400 с.
[7] Мустафин Ф. М., Мустафин Т. Р., Абсалямов Э. Р. Экспериментальные исследования напряженно-деформированного состояния трубопроводов с дефектами типа вмятина // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2013. № 1. С. 23–27.
[8] Kec J., Cerny I. Stress-strain assessment of dents in wall of high pressure gas pipeline // Procedia Structural Integrity. 2017. No. 5. P. 340–346.
[9] Чжан Ц., Чжан Х. Численное моделирование механического состояния трубы при внешнем воздействии // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 2. С. 66–71.
[10] Ramezani M., Neitzert T. Strain based evaluation of dents in pressurized pipes // International Journal of Mechanical, Aerospace, Industrial, Mechatronic and Manufacturing Engineering. 2013. Vol. 7. No. 6. P. 974–979.
[11] Turnquist M., Smith I. A life-cycle approach to the assessment of pipeline dents // Proceedings of the 2016 11th International Pipeline Conference; 2016 September 26–30; Calgary, Alberta, Canada. https://idsmith-eng.com/wp-content/uploads/2017/05/A-Life-Cycle-Approach-to-the-Assessmentof-Dents-IPC2016-64460.pdf (дата обращения: 28.09.2021).
[12] Неганов Д. А., Варшицкий В. М., Белкин А. А. Расчетные и экспериментальные исследования прочности натурных образцов труб с дефектами «потеря металла» и «вмятина с риской» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 3. С. 226–233.
[13] Ameh E. S., Lawal L. S. Dent and gouge defects assessment: a case study of gas pipeline // European Journal of Engineering and Technology. 2018. Vol. 6. No. 1. P. 26–35.
[14] Evaluation of the nocivity of dent and combination of dent and gouge on burst pressure of steel pipe / M. Allouti [et al.] // Structural Integrity and Life. 2011. Vol. 11. No. 2. P. 101–107.
[15] Vilkys T., Rudzinskas V., Prentkovskis O., Tretjakovas J., Visniakov N., Maruschak P. Evaluation of failure pressure for gas pipelines with combined defects // Metals – Open Access Metallurgy Journal. 2018. Vol. 8. No. 5. P. 346.
[16] Nestleroth J. B., Simek J., Ludlow J. New classification approach for dents with metal loss and corrosion along the seam weld // Proceedings of IPC2016. 11th International Pipeline Conference. 2016. Calgary, Alberta, Canada.
[17] Barbosa A. A. Strength analysis of corroded pipelines subjected to internal pressure and bending moment: a thesis for the degree of master. Lisboa, 2016. 80 p.
[18] Игнатик А. А. Расчетно-экспериментальная оценка напряженного состояния трубопровода под воздействием изгибающей нагрузки и внутреннего давления // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2021. № 2. С. 114–126.
|
|
230-238 |
Оценка устойчивости ограждающих стен каре при аварийной разгерметизации резервуара
А. Э. Гончар a, В. Н. Слепнев a, М. А. Липленко a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-3-230-238
Аннотация: Исследования в области совершенствования системы прогнозирования аварий на территории резервуарных парков для хранения нефти и нефтепродуктов имеют несомненную значимость для решения задач по обеспечению безопасной эксплуатации объектов топливно-энергетического комплекса. В этой связи поставлена цель по разработке методики прогнозирования последствий аварий в резервуарных парках с использованием численного моделирования разрушения резервуара. В настоящей статье, отражающей один из этапов данной работы, представлена методика расчета несущей способности ограждающих стен каре при воздействии волны нефти (нефтепродуктов) вследствие разрушения резервуара. Расчеты проводятся методом конечных элементов и предусматривают определение нагрузок от гидродинамического воздействия волны прорыва на ограждающие (подпорные) стены каре. Источниками исходных данных являются проектная и рабочая документация, материалы инженерно-геологических изысканий. Разработана схема, позволяющая прогнозировать развитие аварийной ситуации в резервуарном парке и на основе оценки гидродинамических нагрузок и устойчивости ограждающей стены определять достаточность мер по локализации аварии и минимизации последствий разлива, целесообразность разработки с этой целью дополнительных мероприятий (установки контрфорсов, формирования грунтовой подсыпки).
Ключевые слова: резервуары, резервуары для хранения нефти, нефтепродуктов и нефтяных газов, резервуарный парк, разрушение резервуара, квазимгновенное разрушение, разлив нефти, ограждающая стена, промышленная безопасность опасных производственных объектов
Для цитирования:
Гончар А. Э., Слепнев В. Н., Липленко М. А. Оценка устойчивости ограждающих стен каре при аварийной разгерметизации резервуара // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 3. С. 230–238. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-3-230-238
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 техногенных чрезвычайных 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 // Управление промышленной и экологической безопасностью производственных объектов на основе оценки риска : международный научный сборник. 2005. С. 135–151.
[17] 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.
[18] 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.
[19] 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.
[20] Оценка риска возникновения повреждений трубопроводов, расположенных в Арктической зоне Российской Федерации. Моделирование разлива и определение возможного объема нефти с учетом рельефа местности / С. А. Половков [и др.] // Территория Нефтегаз. 2016. № 12. С. 88–93.
[21] Злобин А. Крупнейшая катастрофа в Арктике: что известно о разливе топлива под Норильском. https://www.forbes.ru/obshchestvo-photogallery/402193-krupneyshayakatastrofa-v-arktike-chto-izvestno-o-razlive-topliva (дата обращения: 22.03.2021).
[22] Справочное пособие к СНиП «Проектирование подпорных стен и стен подвалов». М. : Стройиздат, 1990. 104 с.
[23] Попов Н. Н., Расторгуев Б. С., Забегаев А. В. Расчет конструкций на динамические и специальные нагрузки. М. : Высшая школа, 1992. 319 с.
[24] Забегаев А. В. Прочность и деформативность железобетонных конструкций при аварийных ударных нагружениях : дис. … докт. техн. наук. М. : Московский ордена трудового красного знамени инженерно-строительный институт им. В. В. Куйбышева, 1992. 430 с.
|
|
Проектирование, строительство и эксплуатация |
|
239-249 |
Расчет давления сдвига вязкопластичной нефти в профильном трубопроводе
В. В. Жолобов a , В. Ю. Морецкий a, Р. Ф. Талипов a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-3-239-249
Аннотация: Пуск трубопровода после временной остановки может быть сопряжен со значительными трудностями, особенно в случае перекачки неньютоновских нефтей со сложной реологией. Это обусловлено тем, что в процессе остывания нефти (во время остановки) давление страгивания, определяемое через касательное напряжение сдвига, может превысить допустимые значения давления на линейной части трубопровода и/или допустимый напор на выходе нефтеперекачивающей станции. Как правило, при оценке распределения температуры нефти вдоль оси трубопровода пренебрегают изменением температуры в радиальном направлении. При этом учет данного параметра должен повысить точность определения касательного напряжения сдвига, давления страгивания и времени безопасной остановки трубопровода. В настоящей статье для описания начального этапа запуска остановленного «горячего» трубопровода используется гидравлическая постановка и частное решение базовой системы уравнений в виде бегущей волны одного направления. Постановка задачи включает учет радиального распределения температуры, неньютоновской реологии нефти и кинетики переходного процесса ее структурирования. В отличие от квазистатического давления сдвига, отождествляемого с минимальным давлением запуска остановленного «горячего» трубопровода, предлагается рассматривать давление в начальном сечении бегущей волны одного направления.
Ключевые слова: вязкая нефть, вязкопластичная нефть, напряжение сдвига, страгивание, пуск нефтепровода, время безопасной остановки, температура нефти, задача Коши
Для цитирования:
Жолобов В. В., Морецкий В. Ю., Талипов Р. Ф. Расчет давления сдвига вязкопластичной нефти в профильном трубопроводе // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 3. С. 239–249. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-3-239-249
Список литературы:↓
[1] Numerical simulation of a buried hot crude oil pipeline during shutdown / X. Cheng [et al.] // Petroleum Science. 2010. Vol. 7. Is. 1. P. 73–82.
[2] Кохов Т. А. Топологическо-эвристическо вычислительные алгоритмы и комплекс программ оптимизации энергоресурсоэффективности трассировки систем обогрева сложных технологических трубопроводов : дис. … канд. техн. наук. М. : Российский химико-технологический университет им. Д. И. Менделеева, 2018. 204 с.
[3] Жолобов В. В., Морецкий В. Ю., Талипов Р. Ф. К вопросу определения давления на начальном этапе запуска остановленного «горячего» нефтепровода // Трубопроводный транспорт углеводородов: материалы 4-й Всероссийской научно-практической конференции. Омск : ОмГТУ, 2020. С. 86–89.
[4] Губин В. Е., Губин В. В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. М. : Недра, 1982. 296 с.
[5] Лыков А. В. Теория теплопроводности. М. : Высшая школа, 1967. 600 с.
[6] Бровкин Л. А. Температурные поля тел при нагреве и плавлении в промышленных печах. Иваново : ИЭИ им. Ленина, 1973. 364 с.
[7] Карташов Э. М. Аналитические методы решения задач нестационарной теплопроводности в области с движущимися границами (обзор) // Инженерно-физический журнал. 2001. Т. 74. № 2. С. 1–24.
[8] Тян В. К., Пименов А. В. Комплексное исследование процессов сдвига застывшей парафиновой нефти в трубопроводе // Вестник СамГТУ. Серия «Технические науки». 2013. Т. 21. № 4. С. 218–221.
[9] Математическое моделирование застывающей парафиновой нефти при транспортировке по трубам / В. К. Тян [и др.] // Известия Самарского научного центра РАН. 2009. Т. 11. № 5. С. 358–361.
[10] Черникин В. И. Перекачка вязких и застывающих нефтей. М. : Гостоптехиздат, 1958. 164 с.
[11] Афиногентов А. А., Дегтярев В. Н., Пименов А. В. Математическая модель распространения давления в трубопроводе с застывающей нефтью // Нефтяное хозяйство. 2015. № 6. С. 96–99.
[12] Некучаев В. О., Ляпин А. Ю., Михеев М. М. Методика и результаты исследования статического напряжения сдвига парафинистых нефтей Тимано-Печорской провинции
с помощью реометра с контролируемой скоростью сдвига // SOCAR Proceedings. 2018. № 4. С. 18–25.
[13] Диденко В. С., Дегтярев В. Н. Исследование условий пуска нефтепровода с «застывшей» нефтью // Нефтяное хозяйство. 1977. № 3. С. 44–47.
[14] Рейнер М. Реология. М. : Наука, 1965. 224 с.
[15] Barnes H. A. “The yield stress myth?” revisited // Theoretical and Applied Rheology. Proceedings of the XI International Congress on Rheology. 1992. Vol. 2. P. 576–578.
[16] Scott Blair G. W. The success of Casson’s equation // Rheologica Acta. 1966. Vol. 5. No. 3. P. 184–187.
[17] Сулейманов В. А. Оценка времени безопасной остановки нефтепровода, по которому перекачивается высокозастывающая нефть // Вести газовой науки. 2018. № 2. С. 36–43.
[18] Тугунов П. И., Новоселов В. Ф., Гольянов А. И. Остывание нефтей и нефтепродуктов в подземных трубопроводах // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1968. № 3. С. 15–18.
[19] Казубов А. И., Щербаков С. Г., Черникин В. И. Перекачка вязкопластичных высокозастывающих нефтей с подогревом // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1965. № 7. С. 3–7.
[20] Гаррис Н. А., Гаррис Ю. О., Глушков А. А. Построение динамической характеристики магистрального трубопровода (модель вязкопластичной жидкости) // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2004. № 1. http://www.ogbus.ru/authors/Garris/Garris_4.pdf (дата обращения: 30.01.2019).
[21] Sestak J., Charles M. E., Cawkwell M. G. Start-up of gelled crude oil pipeline // Journal of Pipelines. 1987. No. 6. P. 15–24.
[22] Гинзбург И. П. Прикладная гидрогазодинамика. Л. : Изд-во Ленинградского университета, 1958. 338 с.
[23] Лойцянский Л. Г. Механика жидкости и газа. М. : Дрофа, 2003. 840 c.
[24] Кутуков С. Е., Четверткова О. В., Гольянов А. И. Гидравлическая характеристика трубопровода на высоковязкой нефти // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 1. С. 32–39.
[25] Жолобов В. В., Варыбок Д. И., Морецкий В. Ю. Простые волны уравнений, описывающих течения слабо сжимаемой углеводородной жидкости в упругой цилиндрической трубе // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011. № 2. С. 44–47.
|
|
Защита от кoррозии |
|
250-261 |
Совершенствование подходов к проектированию и эксплуатации анодных заземлителей
Н. Н. Глазов a, А. В. Гончаров a, А. В. Валюшок a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-2-160-168
Аннотация: Анодные заземлители являются основными, наиболее ответственными и дорогостоящими элементами системы электрохимической защиты. Нормативный срок эксплуатации анодов обеспечивается в первую очередь материалами, из которых они изготовлены. С целью увеличения ресурса и надежности системы электрохимической защиты объектов магистральных трубопроводов авторами выполнен анализ критериев работоспособности анодных заземлителей, эксплуатируемых организациями системы «Транснефть», проведены натурные испытания с использованием более 30 образцов анодов различных типов и производителей, выработаны рекомендации по применению материалов и конструкций электродов анодного заземления в зависимости от условий эксплуатации. Установлено, в частности, что по соотношению эксплуатационных характеристик наиболее приемлемыми материалами для изготовления глубинных анодных заземлителей, применяемых в грунтовых условиях, являются магнетит и ферросилид. При необходимости обеспечения высокой плотности анодного тока в среде с низким удельным электрическим сопротивлением, а также в условиях повышенных экологических требований целесообразно использование анодов на основе титана с покрытием из каталитических металлов или смешанных металлических оксидов. По результатам анализа свойств материалов анодных заземлителей, эксплуатационных сведений и данных натурных испытаний актуализированы нормативные требования ПАО «Транснефть» к рассматриваемому виду продукции.
Ключевые слова: электрохимическая защита, катодная защита, анодные заземлители, аноды, магнетит, ферросилид, титановые аноды, сопротивление растеканию тока
Для цитирования:
Глазов Н. Н., Гончаров А. В., Валюшок А. В. Совершенствование подходов к проектированию и эксплуатации анодных заземлителей // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 3. С. 250–261. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-3-250-261
Список литературы:↓
[1] Попов А. В. Электрохимические методы повышения энергоэффективности катодной защиты : дис. … канд. техн. наук. Екатеринбург : Уральский федеральный университет им. первого Президента России Б. Н. Ельцина, 2014. 120 с.
[2] Зорина Г. Н., Першуков В. В., Католикова Н. М. Основные материалы анодных заземлителей. Сравнительный анализ и область применения // Электрохимзащита. 2017. № 3. С. 42–44.
[3] Никитенко Е. А., Полуянова И. О. Малорастворимые анодные материалы в системах катодной защиты подземных трубопроводов. М. : ВНИИОЭНГ, 1982. 49 с.
[4] Гончаров А. В., Пушкарев А. М. Определение электрохимического эквивалента ферросилидовых анодных заземлителей // Сборник работ молодых ученых и специалистов. 2013. С. 12–17.
[5] Емелин А. В. Главное звено в защите от почвенной коррозии // Деловой журнал Neftegaz.ru. 2017. № 4.
[6] Натурные испытания анодов и электродов сравнения длительного действия для электрохимической защиты причальных и портовых сооружений в морской воде / Е. А. Малютин [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2020. № 4. С. 75–79.
[7] Исследование работоспособности средств катодной защиты от коррозии металлических сооружений в морской воде / А. В. Валюшок [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 6. С. 82–92.
[8] Бэкман В., Швенк В. Катодная защита от коррозии: справочник. М. : Металлургия, 1984. 496 с.
[9] Ревель-Муроз П. А. Технические решения должны быть энергоэффективны и окупаемы // Трубопроводный транспорт нефти. 2017. № 6. С. 18–27.
[10] Путина Е. Анодные заземлители: материалы, свойства и использование при электрохимической защите // Экспозиция Нефть Газ. 2018. № 7. С. 80–81.
[11] Динамика скорости анодного растворения материала ферросилидовых анодных заземлителей на длительных временных интервалах / М. С. Липкин [и др.] // Практика противокоррозионной защиты. 2018. № 4. C. 15–21.
|
|
262-267 |
Применение покрытия из цинка для защиты внутренней поверхности магистрального нефтепровода
О. Р. Латыпов a , Д. Р. Латыпова a, Х. К. Джумабаев a, Р. Р. Тляшева a
a Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ), 450062, Россия, Уфа, ул. Космонавтов, 1
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-3-262-267
Аннотация: Анализ данных мониторинга подземных трубопроводов показывает, что на внутренней поверхности трубы на пониженных участках профиля трассы происходит накопление водной фазы, вызванное расслоением эмульсии и конденсатом водяных паров. Цель исследования состоит в разработке эффективного способа защиты от коррозии внутренней поверхности подземного нефтепровода в условиях дифференциальной поляризации при расслоении водонефтяной эмульсии. Поставлены задачи по изучению развития коррозионного процесса на внутренней поверхности стенки трубы, имеющей контакт с пластовой водой и оценке принципиальной возможности использования гальванического покрытия для защиты от электрохимической коррозии. В процессе исследования применяли гравиметрический метод, прерывистый метод получения потенциостатических кривых, методы для определения рН среды, измерение разности электродных потенциалов. Показано, что возникновение разности потенциалов на поверхности металла, контактирующего с разными фазами водонефтяной эмульсии, способствует развитию гальванического элемента, причем анодный участок образуется на металлической поверхности, находящейся в пластовой воде. Взаимодействие стали 20 с цинком в пластовой воде способствует смещению электродного потенциала металла на 0,3 В в катодную область и достигает обратимых значений. В качестве метода защиты нефтепровода от внутренней коррозии рекомендовано анодное покрытие из цинка.
Ключевые слова: электрохимическая коррозия, дифференциальная поляризация, разность потенциалов, гальваническая защита
Для цитирования:
Применение покрытия из цинка для защиты внутренней поверхности магистрального нефтепровода / О. Р. Латыпов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 3. С. 262–267. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-3-262-267
Список литературы:↓
[1] Cueli A., Adames Y., Latypov O. Corrosión en la superficie interior del oleoducto magistral // Avances en Ciencias e Ingeniería. 2020. Vol. 11. No. 3. P. 33–39.
[2] Latypov O. R., Tyusenkov A. S. Methodology for studying the corrosion of material of oil pipelines operating in marshy soil // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. 2020. Vol. 962. Is. 4. P. 042026.
[3] Хакимов Р. Ф., Даутов В. Ф., Латыпов О. Р. Применение технологии «интернет вещей» в трубопроводном транспорте // Территория Нефтегаз. 2021. № 3–4. С. 12–13.
[4] Tyusenkov A. S., Latypov O. R. Surfactants for improving the safety of oil plant equipment operation // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. 2020. Vol. 962. Is. 4. P. 042025.
[5] Печенкина М. Ю., Латыпов О. Р., Насибуллина О. А. Формирование продуктов коррозии на поверхности углеродистой стали в присутствии раствора католита // Нефтегазовое дело. 2021. Т. 19. № 2. С. 104–110.
[6] Исследование коррозии контактной пары сталей 09Г2С/12Х18Н10Т в технологических средах колонного оборудования / Д. Р. Латыпова [и др.] // Нефтегазовое дело. 2020. Т. 18. № 6. С. 122–129.
[7] Latypova D., Latypov O. Method of investigation of local corrosion processes on samples from clad steel // 2nd International Conference on Corrosion in the Oil and Gas Industry. Corrosion 2021. E3S Web of Conferences; 2021 December 14–16, Saint-Petersburg, Russian Federation. 2021. P. 01005.
[8] Латыпов О. Р., Ахияров Р. Ж., Бугай Д. Е. Снижение солеотложений в оборудовании нефтепромыслов путем управления электрохимическими параметрами сред // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 3. С. 46–51.
[9] Latypov O. R. Reduction of salt deposits on the surface of oilfield equipment by management of electrochemical parameters of the medium // Chemical and Petroleum Engineering. 2015. Vol. 51. Is. 7. P. 522–525.
[10] Электрохимический метод разделения водонефтяной эмульсии / А. Б. Лаптев [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 3. С. 59–68.
[11] Protección de la tubería principal contra la corrosión en áreas complejas / Y. A. Montero [et al.] // Ingeniería Mecánica. 2019. Vol. 22. No. 1. P. 74–78.
[12] Латыпов О. Р., Степанов Д. В., Бугай Д. Е. Применение метода управления электрохимическими параметрами среды для снижения солеотложений // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 3. С. 69–77.
[13] Latypov O., Cherepashkin S., Latypova D. The use of the method of controlling the electrochemical parameters of aqueous solutions to combat complications in the operation of oil field pipelines // Corrosion in the Oil & Gas Industry 2020: E3S Web of Conferences. 2021. Vol. 225. P. 01008.
[14] Расчет устройства для управления электрохимическими параметрами промысловых сред / О. Р. Латыпов [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 3. С. 52–58.
[15] Pechenkina M. Yu., Latypov O. R., Bugai D. E. Increasing the corrosion resistance of the material of oil and gas equipment in water-salt solutions by changing the electrochemical parameters // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. 2021. Vol. 720. P. 012142.
[16] О возможности выявления очагов подпленочной коррозии газопроводов по эмиссии водорода / Р. Р. Усманов [и др.] // Газовая промышленность. 2019. № 1. С. 100–104.
[17] Cherepashkin S. E., Latypov O. R., Tyusenkov A. S. Protection of steels subjected to various types of thermal treatment // Conference on High-Tech and Innovations in Research and Manufacturing (HIRM-2020). Journal of Physics: Conference Series. 2020. Vol. 1582. P. 012086.
[18] Corugedo A. C., Montero Y. A., Latypov O. R. Recubrimiento anódico de zinc en la protección interior de oleoducto // Industria Química. 2020. No. 77. P. 44–47.
[19] Изучение коррозионной стойкости поверхностных структур, образующихся на поверхности низколегированной стали в присутствии католита / М. Ю. Печенкина [и др.] // Нефтегазовое дело. 2020. Т. 18. № 3. С. 89–96.
[20] Латыпова Д. Р., Латыпов О. Р., Бугай Д. Е. Влияние электродного потенциала на глубину проникновения питтинговой коррозии в поверхностные структуры плакированной стали // Нанотехнологии в строительстве. 2018. Т. 10. № 3. С. 167–178.
[21] Влияние рН солевого конденсата на развитие питтинговой коррозии алюминиевых сплавов / Д. Р. Латыпова [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. № 4. С. 73–84.
[22] Куэли А. К., Боев Е. В., Латыпов О. Р. Коррозия внутренней поверхности магистральных нефтепроводов республики Куба // Современные технологии в oбразовании и промышленности: от теории к практике : сборник материалов II Внутривузовской научно-практической конференции. Уфа : Изд-во «Нефтегазовое дело», 2018. С. 167–168.
[23] Куэли А. К., Латыпов О. Р. Защита от коррозии внутренней поверхности магистральных нефтепроводов : материалы 69-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. В 2 т. Т. 1. Уфа : УГНТУ, 2018. С. 382.
[24] Формирование противокоррозионных пленок на металле нефтепромыслового оборудования методом поляризации технологических жидкостей / Н. Н. Скуридин [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2018. № 5. С. 84–86.
[25] Латыпов О. Р., Яценко А. Ю., Латыпова Д. Р., Бугай Д. Е., Рябухина В. Н., Кутуков С. В. Защита от коррозии магистрального трубопровода в области переходов «грунт – воздух» // Нефтегазовое дело. 2016. Т. 14. № 4. С. 151–157.
[26] Предупреждение накопления электростатического заряда на поверхности нефтепромыслового оборудования / О. Р. Латыпов [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 3. С. 25–34.
[27] Латыпов О. Р., Бугай Д. Е., Рябухина В. Н. Влияние компонентов пластовой воды на скорость коррозии нефтепромыслового оборудования // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 1. С. 22–33.
[28] Снижение скорости коррозии материала нефтегазового оборудования путем изменения электрохимических параметров водно-солевых растворов / М. Ю. Печенкина [и др.] // Нефтегазовое дело. 2020. Т. 18. № 2. С. 112–117.
[29] Латыпов О. Р., Бугай Д. Е., Рябухина В. Н. Защита нефтегазового оборудования от коррозии методом поляризации // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 3. С. 155–164.
[30] Латыпов О. Р. Защита поверхностей нефтепромыслового оборудования от солеотложения методом управления электрохимическими параметрами среды // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2015. № 8. С. 13–15.
[31] Латыпов О. Р., Бугай Д. Е., Боев Е. В. Снижение скорости коррозии нефтегазового оборудования методом поляризации поверхности // Бутлеровские сообщения. 2015. Т. 43. № 7. С. 127–134.
[32] Latypov O. R., Bugai D. E., Boev E. V. Method of controlling electrochemical parameters of oil industry processing liquids // Chemical and Petroleum Engineering. 2015. Vol. 51. No. 3. P. 283–285.
[33] Стенд для изменения электрохимических параметров технологических сред / О. Р. Латыпов [и др.] // Нефтегазовое дело. 2015. Т. 13. № 1. С. 119–124.
[34] Латыпов О. Р., Бугай Д. Е., Боев Е. В. Метод управления электрохимическими параметрами технологических жидкостей нефтепромыслов // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2015. № 4. С. 42–44.
[35] Методика исследования коррозии трубных сталей, эксплуатирующихся в болотистом грунте / А. Ю. Яценко [и др.] // Коррозия Территории Нефтегаз. 2020. № 1. С. 54–56.
|
|
268-276 |
Исследование возможности применения датчиков напряженности магнитного поля для измерения постоянного тока в стальных трубопроводах
С. В. Савченков a, Е. В. Исупова b, Р. В. Агиней b
a АО «Гипрогазцентр», 603950, Россия, Нижний Новгород, ул. Алексеевская, 26
b Ухтинский государственный технический университет, 169300, Россия, Ухта, ул. Первомайская, 13
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-3-268-276
Аннотация: Одним из ключевых показателей, применяемых при анализе данных систем коррозионного мониторинга, является сила тока, протекающего по стальному трубопроводу. Современные системы мониторинга используют расчет по падению напряжения, однако этот метод имеет ряд недостатков. Перспективными являются бесконтактные методы измерения тока по величине постоянного магнитного поля, однако корректная оценка при их применении затруднена в силу воздействия на измеряемую величину таких параметров, как магнитное поле Земли и намагниченность металла труб. Вклад измеряемой силы тока в напряженность магнитного поля вблизи трубопровода мал по сравнению с вкладом полей Земли и металла трубы, поэтому при определении силы тока с помощью измерения магнитного поля неизбежны ошибки, в том числе весьма существенные. Авторами поставлена цель – выполнить исследование возможности разработки датчиков постоянного тока, принцип действия которых основан на измерении напряженности постоянного магнитного поля, предложить конструктивные варианты их применения, оценить погрешность таких систем измерения. Рассмотрены основные факторы, осложняющие решение задачи. Показано, что величина тангенциальной составляющей магнитного поля существенно (более чем в четыре раза) различается на участках трубопровода, следовательно, требуется выбор места установки датчиков с проведением магнитометрических измерений. Влияние магнитного поля Земли и прочих источников однородных полей, не меняющихся во времени, можно исключить при использовании двух датчиков напряженности магнитного поля, расположенных диаметрально противоположно относительно оси трубопровода. Магнитное поле металла может меняться во времени, поэтому в работе предложен ряд способов обнаружения и учета таких изменений.
Ключевые слова: сила тока, магнитное поле Земли, магнитное поле постоянного тока, магнитное поле, постоянный ток, измерение силы тока, коррозионный мониторинг
Для цитирования:
Савченков С. В., Исупова Е. В., Агиней Р. В. Исследование возможности применения датчиков напряженности магнитного поля для измерения постоянного тока в стальных трубопроводах // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 3. С. 268–276. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-3-268-276
Список литературы:↓
[1] Нефедов С. В., Запевалов Д. Н. Система оценки и прогноза коррозионного состояния магистральных газопроводов // Газовая промышленность. 2008. № 7. С. 69–73.
[2] Реализация методов оптимального регулирования режимов работы станций катодной защиты на действующем магистральном газопроводе / С. А. Никулин [и др.] // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2015. № 3. С. 38–43.
[3] Никулин С. А., Агиней Р. В., Карнавский Е. Л. Совершенствование методики оптимизации режимов электрохимической защиты магистральных трубопроводов // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2014. № 5–6. С. 10–14.
[4] Карнавский Е. Л. Новое оборудование в системах коррозионного мониторинга // Коррозия Территории Нефтегаз. 2013. № 6. С. 4–6.
[5] ACS758xCB. Thermally enhanced, fully integrated, hall effect-based linear current sensor IC with 100μΩ current conductor. https://pdf1.alldatasheet.com/datasheet-pdf/view/299822/ALLEGRO/ACS758XCB.html (дата обращения: 21.09.2021).
[6] Говорков В. А. Электрические и магнитные поля. М.-Л. : Госэнергоиздат, 1960. 463 с.
[7] Magnetic Field Calculators. http://www.ngdc.noaa.gov/geomagmodels/IGRFWMM.jsp (дата обращения: 10.08.2021).
[8] Банькова Н. П., Шевнин А. Д. Геомагнитные поля и их вариации. Электромагнитные поля в биосфере / под ред. Красногорской Н. В. В 2 т. М. : Наука, 1984. Т. 1. С. 40–53.
[9] Гуськов С. С. Методы обработки результатов дистанционного магнитометрического обследования подземных трубопроводов: дис. … канд. техн. наук. Н. Новгород : Нижегородский государственный технический университет им. Р. Е. Алексеева, 2014. 178 с.
[10] Дубов А. А., Дубов Ал. А., Колокольников С. М. Метод магнитной памяти металла и приборы контроля. Учебное пособие. М. : Тиссо, 2008. 365 с.
|
|
Сварка |
|
277-283 |
Определение влияния механической неоднородности на напряженно-деформированное состояние сварного соединения с трещиноподобным дефектом
М. З. Ямилев a, b, Е. А. Тигулев a, b , Т. И. Безымянников a, И. Ф. Кантемиров b, М. З. Зарипов b
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
b Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ, 450062, Россия, Уфа), ул. Космонавтов, 1
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-3-277-283
Аннотация: Механическая и структурная неоднородность сварных соединений является следствием термодеформационного цикла сварки и в числе других факторов определяет сложное напряженно-деформированное состояние участков сварных швов. При этом существует необходимость совершенствования математической модели нагружения, учитывающей переменный угол наклона контактных плоскостей зон механической неоднородности и направление приложения внешней нагрузки. Авторами рассмотрен метод определения геометрии зон механической неоднородности сварных соединений и предложены аналитические инструменты, учитывающие влияние зон механической неоднородности на определение критической интенсивности напряжений для трещиноподобного дефекта. Сделан вывод о целесообразности количественного определения влияния механической неоднородности на несущую способность сварных соединений с трещиноподобным дефектом на основе комплексного подхода, базирующегося на результатах расчетов в рамках усовершенствованной математической модели, экспериментальных данных, а также численных методов, реализуемых специальными программными комплексами.
Ключевые слова: сварное соединение, сварной шов, расчет на прочность, механическая неоднородность, трещиноподобный дефект, напряженно-деформированное состояние, микротвердость
Для цитирования:
Определение влияния механической неоднородности на напряженно-деформированное состояние сварного соединения с трещиноподобным дефектом / М. З. Ямилев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 3. С. 277–283. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-3-277-283
Список литературы:↓
[1] Оценка механической неоднородности сварных соединений трубопроводов / М. З. Ямилев [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2020. № 11. С. 128–131.
[2] Тигулев Е. А., Ямилев М. З. Факторы, влияющие на формирование сложной топографии механической неоднородности в сварных соединениях углеродистых и низколегированных сталей // «Трубопроводный Транспорт – 2020» : материалы докладов 15-й Международной учебно-научно-практической конференции. Уфа : УГНТУ, 2020. С. 203–205.
[3] Махутов Н. А. Механические свойства конструкционных материалов, прочность и безопасность машин // Заводская лаборатория. Диагностика материалов. 1999. Т. 72. № 6. С. 41–45.
[4] Вовк Л. П. К определению комплекса механических характеристик неоднородных материалов ударным вдавливанием индентора // Заводская лаборатория. Диагностика материалов. 2003. Т. 69. № 1. С. 45–48.
[5] Ashby M. F. The deformation of plastically non-homogeneous materials // Philosophical Magazine. 1970. Vol. 21. No. 170. P. 399–424.
[6] Consonni M., Wee C. F., Schneider C. Manufacturing of welded joints with realistic defects // Insight-Non-Destructive Testing and Condition Monitoring. 2012. Vol. 54. No. 2. P. 76–81.
[7] Дильман В. Л. Исследование аналитическими методами математических моделей напряженного состояния тонкостенных неоднородных цилиндрических оболочек // Вестник Южно-Уральского государственного университета. Серия: математическое моделирование и программирование. 2009. № 17. С. 36–58.
[8] Ямилев М. З., Тигулев Е. А., Распопов А. А. Оценка степени контактного упрочнения сварных соединений трубных сталей // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 3. С. 252–262.
[9] Зарипов М. З., Хабиров И. М., Халимов М. Ф. Оценка остаточного ресурса нефтегазохимического оборудования по параметрам испытаний // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2018. № 5. С. 198–213.
|
|
Энергетика и электрооборудование |
|
284-291 |
Оптимальная организация процесса подогрева нефти при транспортировке по магистральным нефтепроводам
В. А. Налетов а, М. Б. Глебов a
a Российский химико-технологический университет имени Д. И. Менделеева, 125047, Россия, Москва, Миусская площадь, 9
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-3-284-291
Аннотация: Вопросы оптимизации использования энергии, снижения эксплуатационных и операционных затрат, а также уменьшения негативного воздействия на окружающую среду при эксплуатации магистральных нефтепроводов имеют приоритетную значимость. На основе методов математического моделирования, термодинамики и общей теории систем с использованием информационного подхода представлено решение задачи по оптимальной организации процесса подогрева нефти, транспортируемой по магистральным нефтепроводам. В качестве объекта исследования выбрана система с печью конвекционного типа с рециркуляцией, в которой подогрев нефти осуществляется при невысоких температурах за счет теплоты потока рециркулирующих дымовых газов при минимальных выбросах оксидов азота, образующихся в процессе сжигания топлива. Термодинамический анализ объекта исследования показал, что система имеет низкое значение эксергетического КПД ввиду существенных потерь эксергии в подогревателе нефти. В качестве критерия организованности технологической системы был выбран информационный критерий макроэнтропии. Анализ системы на основе информационного критерия макроэнтропии, учитывающего согласованность ее элементов в соответствии с нулевым началом термодинамики, позволил сделать вывод о необходимости уменьшения кратности рециркуляции. В итоге разработано мультифункциональное решение, позволяющее совместить в одной установке подогрев нефти в более мягких условиях, чем в исходном варианте, и когенерацию, обеспечив при этом концентрацию термических оксидов азота на уровне предельно допустимых среднесуточных значений и отказавшись от использования собственного электрогенерирующего оборудования на линейных пунктах подогрева нефти.
Ключевые слова: подогрев нефти, горячая перекачка, конвекционная печь, теплоэнергетическая система, рециркуляция, эксергия, нулевое начало термодинамики, энергосбережение
Для цитирования:
Налетов В. А., Глебов М. Б. Оптимальная организация процесса подогрева нефти при транспортировке по магистральным нефтепроводам // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 3. С. 284–291. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-3-284-291
Список литературы:↓
[1] Авангард в деталях. «Транснефть»: отчет об устойчивом развитии 2020. С. 176.
[2] Главный энергетик «Транснефти» Андрей Копысов: Сэкономили семь миллиардов рублей за счет повышения энергоэффективности. 2018. https://www.kp.ru/daily/26861.7/3903050/ (дата обращения: 23.09.2021).
[3] Автономный комплекс теплоэнергетического оборудования нового поколения / П. А. Ревель-Муроз [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 4. С. 394–404.
[4] Таранова Л. В., Мозырев А. Г. Оборудование подготовки и переработки нефти и газа. Тюмень : ТГНГУ, 2014. 236 с.
[5] Гребнев В. Д., Мартюшев Д. А., Хижняк Г. П. Строительство нефтегазопромысловых объектов: учеб. пособие. Пермь : ПНИПУ, 2012. 115 с.
[6] Подогрев нефти. Печи и установки подогрева нефти. https://intech-gmbh.ru/oil_preheaters/ (дата обращения: 23.09.2021).
[7] Шаргут Я., Петела Р. Эксергия. М. : Энергия, 1968. 288 с.
[8] Naletov V. A., Kolesnikov V. A., Glebov M. B. Thermodynamic foundations of an information-based systems approach to designing complex engineering objects // Theoretical Foundations of Chemical Engineering. 2020. Vol. 54. No. 3. P. 456–464.
[9] Налетов В. А., Глебов М. Б. Оптимальная организация химико-технологической системы на основе макроскопического ее описания с позиции теории информации // Химическая технология. 2014. Т. 15. № 5. C. 315–320.
[10] Налетов А. Ю., Налетов В. А. Основы проектирования технологии топлива и углеродных материалов: Часть 2. Оптимальная организация химико-технологических систем. Теория и практика информационного подхода: учеб. пособие. Москва : РХТУ им. Д. И. Менделеева, 2015. 104 с.
[11] Баласанян Г. А. Оценка эффективности интегрированных когенерационных систем // Экотехнология и ресурсосбережение. 2006. № 3. С. 9–12.
[12] Гуреев В. М. Автономный энергокомплекс на базе двигателя внутреннего сгорания и теплового насоса: экспериментальное исследование // Холодильная техника. 2010. № 7. С. 38–42.
[13] Thermodynamic analysis the Organic Rankine Cycle and the effect of refrigerant selection on cycle performance / O. Kaynakli [et al.] // International Journal of Energy Applications and Technologies. 2017. Vol. 4. No. 3. P. 108–101.
[14] Сапожников М. Б., Тимошенко Т. И. Электрические станции на низкокипящих рабочих телах // Теплоэнергетика. 2005. № 3. С. 3–14.
[15] Tartiere T., Astolfi M. A. World overview of the organic Rankine cycle market // Energy Procedia. 2017. No. 129. P. 2–9.
[16] Optimization of organic Rankine cycles for waste heat recovery from aluminum Production Plants / A. F. Castelli [et al.] // Frontiers in Energy Research. 2019. Vol. 7. Art. 44. 19 p.
[17] Cihan E. Cooling performance investigation of a system with an Organic Rankine Cycle using waste heat sources // Journal of Thermal Sciences and Technology. 2014. Vol. 34. No. 1. P. 101–109.
[18] Performance analysis on a power and ejector-refrigeration system and the involved ejector / X. Zhang [et al.] // International Journal of Mechanical Engineering and Technology (IJMET). 2017. Vol. 8. Is. 7. P. 992–1000.
[19] Повышение энергетической эффективности магистрального транспорта газа ПАО «Газпром» на основе реализации высокоэффективных технологий утилизации тепловой энергии выхлопных газов газотурбинных установок газоперекачивающих агрегатов / О. Е. Аксютин [и др.] // Газовая промышленность. 2017. № 1. С. 64–70.
[20] Электрогенерирующее оборудование Wartsilsа. https:// www.wartsila.com/rus/energy (дата обращения: 23.09.2021).
|
|
292-301 |
Анализ коэффициентов силы сопротивления движению при транспортировке нефти различными видами транспорта
Д. С. Снигерев а, М. О. Мызников b
a АО «Транснефть – Западная Сибирь», 644033, Россия, Омск, ул. Красный путь, 111, корп. 1
b Омский государственный технический университет, 644050, Россия, Омск, проспект Мира, 11
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-3-292-301
Аннотация: Рассматривается вопрос об обосновании выбора способа транспортировки нефти – трубопроводным, железнодорожным, автомобильным и водным транспортом – по территории Российской Федерации. Отмечается, что в литературе имеются публикации, посвященные анализу эффективности различных видов транспорта на основе экономических показателей, однако такая оценка имеет ряд ограничений в связи со спецификой транспортируемого продукта. Авторами предложено оценивать эффективность трубопроводного, железнодорожного, автомобильного и водного транспорта на основе единого физического показателя – коэффициента силы сопротивления движению со стороны среды. Предложен алгоритм расчета указанного параметра для магистрального трубопровода. Получены значения коэффициентов силы сопротивления трению при движении нефти для рассматриваемых видов транспорта. Показано, что наименьшие значения силы сопротивления трению при транспортировке нефти имеет водный и трубопроводный (при определенных технологических режимах) транспорт, максимальный показатель, а значит, максимальные затраты энергии на преодоление сопротивления движению среды, – у автомобильного транспорта. При проектной загрузке нефтепровода коэффициент силы сопротивления движению со стороны среды сопоставим с соответствующим показателем для железнодорожного транспорта. Представленный подход может быть использован для оценочных расчетов энергозатрат, расходуемых на доставку нефти, с целью выбора оптимального способа транспортировки углеводородов, а также обоснования целесообразности строительства и эксплуатации магистральных нефтепроводов.
Ключевые слова: транспортировка нефти, сила сопротивления, сила сопротивления движению, сила трения, энергетические затраты, удельный расход электроэнергии, энергетическая эффективность
Для цитирования:
Снигерев Д. С., Мызников М. О. Анализ коэффициентов силы сопротивления движению при транспортировке нефти различными видами транспорта // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 3. С. 292–301. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-3-292-301
Список литературы:↓
[1] Самсонова О. С. Сравнительная оценка экономической эффективности транспортировки нефти различными видами транспорта // Материалы Всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых «Трофимуковские чтения – 2017». Новосибирск : Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука, 2017. С. 344–346.
[2] Галабурда В. Г., Проскурнин Д. С. Критерии оценки эффективности и качества работы различных видов транспорта // Экономика железных дорог. 2013. № 5. С. 86–95.
[3] Кожухова В. В. Водный транспорт России и его роль в международной транспортировке нефти и нефтепродуктов // Проблемы совершенствования организации производства и управления промышленными предприятиями : межвузовский сборник научных трудов. 2018. № 1. С. 269–274.
[4] Голыжникова Д. Ю. Логистические аспекты транспортировки нефти и нефтепродуктов в российской транспортной системе: текущее состояние и перспективы // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. 2019. № 9. С. 51–60.
[5] Хусаинов Ф. И., Ожерельева М. В. О перевозках грузов топливно-энергетического комплекса железнодорожным транспортом // Экономика железных дорог. 2019. № 8. С. 70–84.
[6] Зайцев Т. А. Временное и стоимостное сравнение различных вариантов грузовых перевозок железнодорожным и автомобильным транспортом // Вестник транспорта. 2015. № 11. С. 23–30.
[7] Ли Я., Ценина Т. Т. Специфика транспортной логистики нефти и нефтепродуктов различными видами транспорта // Вопросы экономики и права. 2018. № 121. С. 77–80.
[8] Оценка гидравлической эффективности нефтепроводов по данным мониторинга технологических режимов эксплуатации / П. А. Ревель-Муроз [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 1. С. 8–19.
[9] Letellier C. Intermittency as a transition to turbulence in pipes: A long tradition from Reynolds to the 21st century. A century of fluid mechanics // Comptes Rendus Mecanique. 2017. Vol. 345. Is. 9. P. 642–659.
[10] Степанова Е. А., Малахов Р. В. Способы транспортировки нефти и нефтегазовых продуктов // Материалы Международной научно-технической конференции «Техническая эксплуатация водного транспорта: проблемы и пути развития». Петропавловск-Камчатский : Камчатский государственный технический университет, 2019. С. 89–93.
[11] Авангард в деталях : отчет об устойчивом развитии ПАО «Транснефть». 2020. 22 c.
[12] Яковлев Д. В. Управление электровозом и его обслуживание. М. : Изд-во «Транспорт», 1978. 304 c.
[13] Специализированные цистерны для перевозки опасных грузов. Справочное пособие. М. : Издательство стандартов, 1993. 251 с.
[14] Тарновский В. Н., Гудков В. А., Третьяков О. Б. Автомобильные шины: устройство, работа, эксплуатация, ремонт. М. : Транспорт, 1990. 272 с.
[15] Волков Е. В. Определение силы аэродинамического сопротивления автомобиля // Дальний Восток: проблемы развития архитектурно-строительного комплекса. 2019. Т. 1. № 3. С. 124–127.
[16] Аносов А. П. Теория и устройство судна: конструкция специальных судов. М. : Издательство Юрайт, 2018. 182 с.
[17] Проектирование и эксплуатация нефтепроводов / М. В. Лурье [и др.]. М. : Недра, 2019. 434 с.
[18] Снигерев Д. С., Мызников М. О. К вопросу сравнительного анализа коэффициентов сопротивления движению со стороны среды, возникающего при транспортировке нефти различными видами транспорта // Материалы Всероссийской научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт углеводородов». Омск : Омский государственный технический университет, 2019. С. 26–28.
|
|
Профессиональное образование |
|
302-312 |
Применение современных систем автоматизированного проектирования объектов нефтегазового комплекса в учебном процессе
А. М. Короленок а, Д. Н. Комаров a, М. Ю. Темис b, c, Н. О. Соколов а, c, В. С. Бессоновa, Е. С. Щиров а
a Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина, Ленинский проспект, 65, 119991, Москва, Россия
b ООО «П2Т Инжиниринг», Перовская, 22/2-142, 111398, Москва, Россия
c Центральный институт авиационного моторостроения имени П. И. Баранова, Авиамоторная, 2, 111116, Москва, Россия
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-3-302-312
Аннотация: Появление, развитие и распространение в современном производстве систем автоматизированного проектирования (САПР) значительным образом изменило проектную деятельность инженера. В этой связи образовательными программами технических вузов должно быть предусмотрено обучение студентов навыкам работы в данных системах, позволяющих в том числе создавать электронные версии конструкторских и технологических документов. В настоящей работе поставлена и решена задача внедрения в учебный процесс технологии создания цифрового двойника нефтегазового объекта в рамках курсового проектирования с применением современных САПР российского производства. Создание цифрового двойника промышленного объекта реализовано в рамках курсовой работы по дисциплине «Хранилища нефти и нефтепродуктов», выполняемой студентами Российского государственного университета нефти и газа имени И. М. Губкина. В качестве прикладных инструментов выбраны современные отечественные САПР: Model Studio CS Трубопроводы, CADLib Модель и Архив, CPIPE. В рамках внедрения САПР в учебный процесс курсовая работа расширена за счет дополнительной части, включающей 3D-модель нефтебазы со всеми технологическими объектами и их трубной обвязкой, базу данных объекта и результаты анализа напряженно-деформированного состояния трубной обвязки. Применение современных САПР обеспечивает детализацию геометрических и расчетных моделей в соответствии с требованиями проектной и рабочей документации, позволяет студентам в рамках учебного курса осваивать основные разделы указанной документации на уровне, отвечающем запросам современного производства.
Ключевые слова: системы автоматизированного проектирования, курсовое проектирование, геометрическое моделирование, 3D-моделирование, расчет на прочность, цифровой двойник
Для цитирования:
Применение современных систем автоматизированного проектирования объектов нефтегазового комплекса в учебном процессе / А. М. Короленок [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 3. С. 302–312. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-3-302-312
Список литературы:↓
[1] Линник Ю. Н., Кирюхин М. А. Цифровые технологии в нефтегазовом комплексе // Вестник университета. 2019. № 7. С. 37 –40.
[2] Седов А. В. Управление конфигурацией систем автоматизированного проектирования объектов нефтегазовой отрасли: автореф. дис. … канд. техн. наук. М. : Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина, 2008. 22 с.
[3] Солиев Н. Н. Единый программный комплекс для моделирования в нефтегазовой промышленности // Академический журнал Западной Сибири. 2015. Т. 11. № 2. С. 52–53.
[4] Мартынов В. Г. Транзитная зона цивилизации // Педагогика. 2021. Т. 85. № 12. С. 14–25.
[5] Нургатин Р. И., Лысов Б. А. Применение 3D-моделирования в нефтегазовой отрасли // Известия Сибирского отделения РАЕН. Геология, поиски и разведка рудных месторождений. 2014. № 1. С. 66–73.
[6] Нигамедьянов А. Я. Использование систем автоматизированного проектирования в нефтегазовой отрасли // Материалы 8-й Международной студенческой научной конференции «Студенческий научный форум – 2016». https:// scienceforum.ru/2016/article/2016029416 (дата обращения: 26.06.2021).
[7] Пионт Д. Ю., Темис М. Ю., Трушин Р. С. Основные аспекты проектирования магистральных трубопроводов на участках пересечения активных тектонических разломов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014. № 3. С. 46–53.
[8] Якшибаев А. Н. Обзор современных прикладных программных продуктов и автоматизированных систем управления в проектировании, строительстве и эксплуатации объектов нефтегазовой промышленности // Машины, агрегаты и процессы нефтегазовой отрасли. 2020. Т. 18. № 2. С. 123–130.
[9] Курс «Системы автоматизированного проектирования объектов нефтегазовой отрасли». https://oiledu.ru/courses/ugntu/SAPR-obektov-neftegazovoy-otrasli.html (дата обращения: 26.06.2021).
|
