|
Прочность, надежность, долговечность |
512-518 |
Учет упругости неподвижных опор при проведении прочностных расчетов надземных трубопроводов
Д. Д. Дубровский a, А. Е. Мельников a, В. О. Чепчугов a
a АО «Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа» (АО «ТомскНИПИнефть»), 634027, Россия, Томск, проспект Мира, 72
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-6-512-518
Аннотация: Для проведения прочностных расчетов трубопроводов в системах автоматического проектирования с целью упрощения применяют абсолютно жесткие модели неподвижных опор. Использование таких моделей приводит к завышению расчетных величин напряжений относительно реальных значений, следствием чего, в свою очередь, является увеличение капитальных затрат на устройство свайных оснований опор. Учитывая свойство упругости неподвижных опор, расчет можно сделать более приближенным к практическим условиям эксплуатации. Посредством обратимых деформаций компенсируется часть напряжений, возникающих в опоре, что подтверждается базовыми законами теории упругости и сопротивления материалов. Ввиду уменьшенных напряжений проектировщик может сократить объем свайного основания опоры, тем самым добившись экономии затрат. Авторами комплексно рассмотрен вопрос определения параметров податливости опорных элементов и их учет в прочностных расчетах надземных трубопроводов. Разработана актуализированная методика по проведению прочностных расчетов, позволяющая на этапе проектирования существенно сократить объемы свайных оснований неподвижных опор за счет снижения расчетных величин напряжений, возникающих в опоре в процессе эксплуатации. Применение результатов данного исследования на практике позволит получить гарантированную экономию человеческих и материальных ресурсов при строительстве новых объектов надземного трубопроводного транспорта.
Ключевые слова: неподвижная опора, надземный трубопровод, упругость, податливость, напряжения, деформации, прочностной расчет, магистральный трубопровод, промысловый трубопровод
Для цитирования:
Дубровский Д. Д., Мельников А. Е., Чепчугов В. О. Учет упругости неподвижных опор при проведении прочностных расчетов надземных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 6. С. 512–518. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-6-512-518
Список литературы:↓
[1] Yao T., Chi Y., Huang Y. Research on flexibility of bearing rings for multibody contact dynamics of rolling bearings // Procedia Engineering. 2012. Vol. 31. P. 586–594.
[2] Sumith S., Gupta A. Design and parametric study of flexible ball bearings: A finite element approach // Materials Today: Proceedings. 2022. Vol. 56. Part 1. P. 257–262.
[3] Денисенко А. Ф., Якимов М. В. Разработка конечно-элементной модели для определения упругих характеристик шпиндельных узлов // СТИН. 2011. № 8. С. 9–13.
[4] Учет податливости колец при определении контактных усилий в радиальном роликовом подшипнике качения / В. В. Иванников [и др.] // Известия высших учебных заведений. Авиационная техника. 2018. Т. 64. № 4. С. 58–68.
[5] Deformation capacity of RC Beam-column joints strengthened with ferrocement / M. Z. Araby [et al.] // Sustainability. 2022. Vol. 14. No. 8. P. 4398.
[6] Deformation capacity limits for reinforced concrete walls / A. V. Shegay [et al.] // Earthquake Spectra. 2019. Vol. 35. No. 3. P. 1189–212.
[7] Tusnina V. M., Kolyago A. A. To the issue of actual work of pliable nodes of steel frames of multistory buildings // Industrial and Civil Engineering. 2018. No. 2. P. 28–34.
[8] Burkov P. V., Filimonenko M. A., Burkova S. P. Stress-strain state of pipeline depending on complicated environment. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. 20th International Scientific Symposium of Students, Postgraduates and Young Scientists on «Problems of Geology and Subsurface Development». 2016. Vol. 43. No. 1. P. 012044.
[9] Theoretical analysis of the deformation for steel gas pipes taking into account shear effects under surface explosion loads / T. Wu [et al.] // Scientific Reports. 2022. Vol. 12. No. 1. P. 8658.
[10] Магалиф В. Я. Теоретические основы конструирования трубопроводов: курс лекций. М. : НТП Трубопровод, 2011. 245 с.
|
|
519-529 |
Влияние водородного охрупчивания на механические свойства трубных сталей
М. Амара a, Г. Плювинаж b, М. Хадж-Мелиани a
a Университет Хассибы Бен Буали, B. O. Box 151, 02000, Салем, Шлеф, Алжир
b Университет Лотарингии, Лаборатория LEM3, UMR CNRS 7239, F-57070, Мец, Франция
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-6-519-529
Аннотация: Проблема влияния водорода на сопротивление разрушению металлических материалов и элементов конструкций является предметом пристального внимания специалистов и исследователей. Водород входит практически во все среды, перекачиваемые по трубопроводам: нефть, газ, нефтепродукты, при этом на него возлагаются большие надежды как на перспективный энергоноситель и высокоэффективное безвредное топливо. В этой связи и без того острая проблема влияния водорода на механическое поведение металлов является одной из ключевых для технико-экономического прогресса. Целью настоящей статьи является обобщение современных исследований по водородному охрупчиванию трубных сталей и его влиянию на их механические свойства. Рассмотрены основные положения механизма водородного охрупчивания. Отмечено, что водородное охрупчивание характеризуется ослаблением атомных связей в системе «металл – металл» и изменением пластичности материала, что имеет негативное воздействие на его механические свойства. Показано ухудшение механических свойств трубных сталей под воздействием водорода: предела текучести, предела прочности, относительного удлинения при разрыве, температуры хрупко-вязкого перехода, сопротивления разрушению и вязкости разрушения. Проанализированы механизмы возникновения и роста усталостных трещин в условиях воздействия водородосодержащей среды.
Ключевые слова: водородное охрупчивание, механические свойства стали, механическое поведение, предел текучести, предел прочности, относительное удлинение при разрыве, сопротивление разрушению, вязкость разрушения, зарождение трещины, скорость роста трещины
Для цитирования:
Амара М., Плювинаж Г., Хадж-Мелиани М. Влияние водородного охрупчивания на механические свойства трубных сталей // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 6. С. 519–529. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-6-519-529
Список литературы:↓
[1] Abe J. O., Popoola A. P. I., Ajenifuja E., Popoola O. M. Hydrogen energy, economy and storage: Review and reco-mmendation. International Journal of Hydrogen Energy. 2019;44(29): 15072–15086.
[2] Berry G. D., Pasternak A. D., Rambach G. D., Smith J. R., Schock R. N. Hydrogen as a future transportation fuel. Energy. 1996;21(4):289–303.
[3] Johnson W. H. Proceedings of the Royal Society of London. 1875;23:168–179.
[4] Thompson A. W. Stress Corrosion Cracking and Hydrogen Embrittlement.
[5] Oriana R-A. The physical and metallurgical aspects of hydrogen in metals. Fourth International Conference on Cold Fusion, (1993). Metallurgical Treatises; Metallurgical Society. 1985. P. 589–601.
[6] Magnin T. Mécanismes de fatigue-corrosion des alliages métalliques. La Revue de Métallurgie-CIT/Science et Génie des Matériaux, Mai. 2002.
[7] Kuk J., Mijim A., Pluvinage G., Allowable M. Service pressure for steel pipes used for transport of hydrogen pure or blended with natural gas. Engineering Science & Technology. 2021;2(1):61–82.
[8] Steigerwald E. A, Schaller F. W., Troiano A. R. Transactions of the Metallurgical Society of AIME. 1960;218:832.
[9] Pluvinage G., Capelle J., Hadj Meliani M. Pipe networks transporting hydrogen pure or blended with natural gas, design and maintenance. Engineering Failure Analysis. 2019. Vol. 106.
[10] Pluvinage G., Toth L., Capelle J. Effects of hydrogen addition on design, maintenance and surveillance of gas networks. Processes. 2021(9):1219.
[11] Pluvinage G., Capelle J. Design and maintenance of pipe networks transporting hydrogen pure or blended with natural gas. Pipeline Science and Technology. 2019;3(1).
[12] Oyane M., Sato T., Okimoto K., Shima S. Criteria for ductile fracture and their application. Journal of Mechanical Working Technology. 1980. No. 4.
[13] Kpemou A. M., Guy P., Julien C. Influence of hydrogen embrittlement on dutile-brittle transition temperature determined on mini-charpy specimens made in x65 steel. Journal of Failure Analysis and Prevention. 2021;21:2290–2304.
[14] Mijim J. K., Pluvinage G., Capelle J., Azari Z., Benamara M. Probabilistic design factors for pipes used for hydrogen transport. International Journal of Hydrogen Energy. 2020;45(58):33860–33870.
[15] Fassina P., Bolzoni F., Fumagalli G., Lazzari L., Vergani L., Sciuccati A. Influence of hydrogen and low temperature on mechanical behaviour of two pipeline steels. Engineering Fracture Mechanics. 2012;81:43–55.
[16] Capelle J., Gilgert J., Dmytrakh I., Pluvinage G. The effect of hydrogen concentration on fracture of pipeline steels in presence of a notch. Engineering Fracture Mechanics. 2011;78(2):364–373.
[17] Hadj Meliani M., Azari Z., Pluvinage G., Matvienko Yu. G. The effect of hydrogen on the master failure curve of Apl 5l gas pipe steels. Procedia Engineering. 2011;1:942–947.
[18] Hadj Meliani M, Matvienko Yu. G., Pluvinage G. Two-parameter fracture criterion (KU, c; Tef, c) based on notch fracture mechanics. International Journal of Fracture. 2011;167:173–182.
[19] Jallouf S., Capelle J., Pluvinage G. Probabilistic fatigue initiation assessment diagram pipe steel x52: influence of hydrogen, May 2016, Dubrovnik, Croatia. [accessed 2022 April 20] https://hal.archives-ouvertes.fr/hal-02972668/document.
[20] Capelle J., Predan J., Gubeljak N., Pluvinage G. The use of cyclic ΔJρ as a parameter for fatigue initiation of X52 steel. Engineering Fracture Mechanics. 2012;96:82–95.
|
|
Проектирование, строительство и эксплуатация |
|
530-539 |
Применение вероятностного подхода при определении допустимого рабочего давления
Д. А. Неганов a , С. Н. Масликов a, Н. Е. Зорин a, А. А. Сергаев a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-6-530-539
Аннотация:
Возникновению гидравлического удара как следствия внезапного торможения потока слабо сжимаемой жидкости в магистральном трубопроводе может предшествовать множество причин: аварийное отключение промежуточных перекачивающих станций, нештатное перекрытие потока запорной арматурой, изменение технологических режимов и т. д. Тотальный учет максимальных давлений при проверке несущей способности длительно эксплуатируемого трубопровода чреват необоснованным увеличением объемов ремонтных работ. Одновременно недостаточный для продолжительного времени эксплуатации учет возможных сценариев развития нестационарного процесса (имеющих практически нулевую вероятность в каждом отдельном случае) может существенно снизить вероятность безотказной работы трубопровода. В рамках исследования рассмотрены особенности действующей методики определения допустимого рабочего давления с учетом нестационарных процессов. Традиционные подходы к расчетам нестационарных процессов и дальнейшему использованию полученных результатов для проверки прочности по предельному состоянию признаны детерминированными. По результатам исследования обоснован подход и сформулированы принципы вероятностной оценки при определении допустимого рабочего давления в дополнение к существующей методике расчета нестационарных процессов при проверке несущей способности длительно эксплуатируемого трубопровода. Данный подход позволяет проводить комплексную оценку опасности всех возможных эксплуатационных ситуаций, в том числе аварийных и нештатных, не ограничиваясь типовыми сценариями моделирования.
Ключевые слова: допустимое рабочее давление, несущая способность, предельное состояние, нестационарный процесс, нестационарный режим, вероятностный анализ
Для цитирования:
Применение вероятностного подхода при определении допустимого рабочего давления / Д. А. Неганов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 6. С. 530–539. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-6-530-539
Список литературы:↓
[1] Лисин Ю. В., Неганов Д. А., Сергаев А. А. Определение допустимых рабочих давлений для длительно эксплуатируемых магистральных трубопроводов по результатам внутритрубной диагностики // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 6. С. 30–37.
[2] Анализ проектной и эксплуатационной нагруженности линейной части магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов / А. А. Амерханов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 6. С. 632–640.
[3] Корчагин А. Б. Надежность технических систем и техногенный риск: учеб. пособие в 2 ч. Омск : Изд-во ОмГТУ, 2011. 140 с.
[4] Мазур И. И., Иванцов О. М. Безопасность трубопроводных систем. М. : Издательский центр Елима, 2004. 1104 с.
[5] Селезнев В. Е., Алешин В. В., Прялов С. Н. Основы численного моделирования магистральных трубопроводов. М. : МАКС Пресс, 2009. 436 с.
[6] 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.
[7] Тарасевич В. В., Шероносова Т. Ю. Имитационное моделирование управляющих воздействий в сложных трубопроводных системах // Проблемы управления и моделирования в сложных системах : труды международной конференции. Самара : Самарский научный центр РАН, 1999. C. 360–365.
[8] Keenan P. T. Thermal simulation of pipeline flow // SIAM Journal on Numerical Analysis. 1995. Vol. 32. No. 4. P. 1225–1262.
[9] Моделирование аварийных ситуаций на магистральных нефтепроводах. Расчет превышения несущей способности трубопроводов / В. А. Гурьев [и др.] // Обеспечение промышленной и экологической безопасности трубопроводного транспорта углеводородов : материалы 3-й научно-технической конференции. Оренбург : Газпромпечать, 2009. С. 19–27.
[10] Горелик А. В., Ермакова О. П. Основы теории надежности в примерах и задачах. М. : МИИТ, 2009. 98 с.
|
|
540-549 |
Совершенствование технологии внутритрубной диагностики трубопроводов с использованием алгоритма автоматизированной обработки диагностических данных
К. Н. Жучков a, А. П. Завьялов a
a Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина, 119991, Россия, Москва, Ленинский проспект, 65
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-6-540-549
Аннотация: Статья посвящена разработке алгоритма автоматизированной обработки и анализа данных, получаемых при проведении внутритрубной диагностики трубопроводов. Описано решение задачи обнаружения дефектов для роботизированного внутритрубного дефектоскопа в реальном времени. Показано, что экспресс-анализ магнитограмм можно производить в автоматическом режиме на основе схемы многоканального детектора с адаптивным пороговым устройством. Актуальность задачи определяется возрастанием роли диагностических обследований в условиях риск-ориентированного подхода, получающего все большее распространение в деятельности отечественных энергетических корпораций, необходимости точного описания технического состояния трубопроводов на разных этапах жизненного цикла. Представлен алгоритм оценки порога обнаружения дефекта с использованием критерия (леммы) Неймана – Пирсона, который вычисляется независимо для канала обнаружения и используется далее в решении бинарной задачи. При этом принимается допущение, что количество сэмплов с дефектами на магнитограмме существенно меньше, чем количество сэмлов в полной выборке. В случае многочисленности дефектов в выборке значение порога обнаружения будет завышенным. Представленная схема реализуется на цифровых сигнальных процессорах семейства TMS320C6000, под архитектуру которых разработан алгоритм обнаружения дефектов в условиях реального времени. Показана имплементация алгоритма и реализация конвейера процессорных команд. Удалось уложить вычисление одного сэмпла выходной статистики детектора в шесть тактов процессора при среднем заполнении конвейера пять инструкций за такт. Проведен анализ отечественных «систем на кристалле» с архитектурой, приближенной к процессору TMS320C6701, представлены практические рекомендации по импортозамещению. Дана оценка помехоустойчивости разработанного алгоритма в сравнении с оптимальным энергетическим обнаружителем.
Ключевые слова: экспресс-анализ сигналов, внутритрубная дефектоскопия, дефектоскопия, бинарная гипотеза, цифровой сигнальный процессор, контроль дефектов, критерий Неймана – Пирсона
Для цитирования:
Жучков К. Н., Завьялов А. П. Совершенствование технологии внутритрубной диагностики трубопроводов с использованием алгоритма автоматизированной обработки диагностических данных // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 6. С. 540–549. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-6-540-549
Список литературы:↓
[1] Оценка вероятности разрушения участка магистрального нефтепровода по данным внутритрубной диагностики / Д. А. Неганов [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2022. № 5. C. 108–112.
[2] Варшицкий В. М., Козырев О. А. Несущая способность трубопровода с локальным коррозионным дефектом // Нефтяное хозяйство. 2021. № 8. C. 106–109.
[3] Абакумов А. А., Абакумов А. А. (мл.). Магнитная диагностика газонефтепроводов. М. : Энергоатомиздат, 2001. 432 с.
[4] Van Trees H. Detection, Estimation, and Modulation Theory. Part I. New York : John Wiley and Sons, 1968. 716 p.
[5] Abratkiewicz K., Samczyński P., Czarnecki K. Radar signal parameters estimation using phase accelerogram in the timefrequency domain // IEEE Sensors Journal. 2019. Vol. 19. No. 13. P. 5078–5085.
[6] Liang X., Jiang Y., Gulliver T. A. An improved sensing method using radio frequency detection // Physical Communication. 2019. Vol. 36. P. 100763.
[7] Taki H., Mansour A., Azou S., etc. Pulse parity modulation for impulse radio UWB transmission based on non-coherent detection // Physical Communication. 2020. Vol. 40. P. 101061.
[8] Improving the quality of XAFS data / H. Abe [et al.] // Journal of Synchrotron Radiation. 2018. Vol. 25. P. 972–980.
[9] Deglitching procedure for XAFS / K. N. Zhuchkov [et al.] // Journal of Synchrotron Radiation. 2001. Vol. 8. No. 2. P. 302–304.
[10] A solver based on pseudo-spectral analytical time-domain method for the two-fluid plasma model / B. Morel [et al.] // Scientific Reports. 2021. Vol. 11. P. 3151.
[11] Vasilchenko M., Zavyalov A., Zhuchkov K. Increasing the stability of a spatially distributed information system using a robust algorithm for filtering anomalous measurements // IT in Industry. 2020. Vol. 8. No. 3. P. 1–7.
[12] Integrated measurement and recording of loads, displacements and electromagnetic emission in rocks under uniaxial compression / V. Oparin [et al.] // Journal of Mining Science. 2011. Vol. 47. P. 547–557.
[13] Жучков К. Н., Завьялов А. П. Совершенствование научно-методических подходов к информационно-аналитическому обеспечению системы диагностического обслуживания оборудования и трубопроводов компрессорных станций // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2021. № 1. С. 104–108.
[14] Цифровая трансформация бизнес-процессов управления и контроля за ходом диагностических обследований на объектах ПАО «Газпром» / А. В. Шипилов [и др.] // Газовая промышленность. 2021. С. 78–85.
[15] Kay S. M. Fundamentals of statistical signal processing: estimation theory. NJ. : Prentice Hall PTR, 1985. 608 p.
[16] Говорухина А. Д., Жучков К. Н., Хоружий С. Г. Методы оптимизации кода для цифрового сигнального процессора TMS320C6000 // Цифровая обработка сигналов. 2004. № 4. С. 47–56.
[17] A narrowband active noise control system with a frequency estimation algorithm based on parallel adaptive notch filter / H. Wang [et al.] // Signal Processing. 2019;154:108–119.
[18] Шибанов А. В., Жучков К. Н., Коробейников А. С. Решение задачи фильтрации аномальных измерений с использованием критерия Неймана – Пирсона при анализе временных рядов в ИСТС «Инфотех» // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2020. № 8. С. 32–36.
|
|
550-559 |
Сооружение переходов трубопроводов методами автоматизированной щитовой проходки трубопроводом и трубными секциями
Д. А. Шаталов a , Д. Р. Вафин a, А. П. Шаманин a
a АО «Газпром Промгаз», 142702, Россия, Московская область, Видное, ул. Вокзальная, д. 23
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-6-550-559
Аннотация: Целью авторов является рассмотрение вопросов использования наименования и развития бестраншейной технологии строительства переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия методами автоматизированной щитовой проходки трубопроводом и трубными секциями. Проанализированы нормативная база и охранные документы, описывающие способы реализации данной технологии при сооружении и ремонте переходов трубопроводов. Обоснованы принятые в ПАО «Газпром» термины «автоматизированная щитовая проходка трубопроводом» (АЩПТ) и «автоматизированная щитовая проходка трубными секциями» (АЩПТС) как наиболее отражающие суть рассматриваемой технологии. Приведены данные нормативных наблюдений, выполненных специалистами АО «Газпром промгаз» в процессе строительства и капитального ремонта переходов трубопроводов методами АЩПТ и АЩПТС. Показано, что на практике рассматриваемая технология реализуется разными способами, предполагающими различный состав технологических операций. Наименования АЩПТ и АЩПТС были введены в ПАО «Газпром» при разработке временных элементных сметных норм (ВЭСН) на строительство переходов трубопроводов. ВЭСН позволяют производить расчет лимита затрат на строительство переходов трубопроводов, содержат технологические карты, определяющие параметры технологического процесса, оптимальные затраты трудовых, технических и материальных ресурсов.
Ключевые слова: автоматизированная щитовая проходка, бестраншейная технология, бестраншейная проходка, бестраншейная прокладка, Direct Pipe, метод кривых, подводный переход
Для цитирования:
Шаталов Д. А., Вафин Д. Р., Шаманин А. П. Сооружение переходов трубопроводов методами автоматизированной щитовой проходки трубопроводом и трубными секциями // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 6. С. 550–559. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-6-550-559
Список литературы:↓
[1] Выбор метода строительства подводных переходов магистральных трубопроводов / А. Н. Сапсай [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2017. № 11. С. 143–148.
[2] Бохан А. Технология Direct Pipe компании Herrenknecht AG задает новые стандарты в подземной прокладке нефтегазопроводов // Бестраншейные технологии. Горизонтальное направленное бурение. 2021. № 1. С. 9–13.
[3] Robison J. L., Engelhardt J., Shepherd J. Direct pipe feasibility and planning-industry trends North American society for trenchless technology (NASTT) NASTT’s Conference No-Dig Show 2021. 2021 April 01; https://www.researchgate.net/publication/350640474_Direct_PipeR_Feasibility_and_Planning Industry_Trends_North_American_Society_for_Trenchless_Technology_NASTT_NASTT’s_2021_No-Dig_Show (дата обращения: 10.04.2022).
[4] Вафин Д. Р., Шаманин А. П., Шаталов Д. А. Скорости щитовой проходки трубопроводом при строительстве подводных переходов // Газовая промышленность. 2022. № 6. С. 42–50.
[5] Шаманин А. П., Вафин Д. Р., Шаталов Д. А. Бестраншейное строительство подводных переходов магистральных трубопроводов. Техническое и сметное нормирование современных технологий // Бестраншейные технологии. Горизонтальное направленное бурение. 2021. № 2. С. 12–15.
[6] Сметное нормирование новых технологий бестраншейного строительства подводных переходов магистральных трубопроводов в ПАО «Газпром» / Д. Р. Вафин [и др.] // Газовая промышленность. Специальное издание. 01.04.2020.
[7] System2 – Smart Combination : официальный сайт Microtunneling. https://mts-tunneling.com/en/products/system2.html (дата обращения: 20.04.2022).
[8] Технология Direct Pipe в Вормсе : официальный сайт Herrenknecht. https://www.herrenknecht.com/ru/referenzen/referenzendetail/direct-pipe-worms/ (дата обращения: 01.04.2022).
[9] Селезнев Г. А., Шульга И. Н. Метод кривых. Использование предварительно изогнутых труб при строительстве и капитальном ремонте подводных переходов бестраншейным методом // Технологии мира. 2016. № 03–04. С. 29–34.
[10] «Метод кривых» – новое решение в бестраншейном строительстве / В. В. Настека [и др.] // Газовая промышленность. Спецвыпуск. 2017. № 2. С. 28–30.
[11] Оноприюк В. Со щитом // Трубопроводный транспорт нефти. 2021. № 7. С. 38–39.
[12] Нефтепроводы под реками проложат немецким способом : официальный сайт Национальной ассоциации нефтегазового сервиса https://nangs.org/news/midstream/pipelines/nefteprovody-pod-rekami-prolozhat-nemetskimsposobom (дата обращения: 05.04.2022).
[13] ООО «НИИ Транснефть» разработало рецептуры раствора для строительства подводных переходов трубопроводов методом горизонтально-направленного бурения щитом : официальный сайт ООО «НИИ Транснефть». https://niitn.transneft.ru/press/news/?id=81871 (дата обращения: 07.04.2022).
[14] Direct Pipe: Pipeline Installation in One Step : официальный сайт Herrenknecht. https://www.herrenknecht.com/en/ (дата обращения: 20.02.2022).
|
|
Сварка |
560-568 |
Границы применимости дифракционно-временного метода контроля на объектах трубопроводного транспорта
О. И. Колесников a, А. В. Гейт a, П. С. Голосов a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-6-560-568
Аннотация: Одним из главных факторов обеспечения надежности и безопасности объектов магистральных трубопроводов является оценка их технического состояния как на стадии строительства, так и в процессе эксплуатации. Объектом исследования определен дифракционно-временной метод ультразвукового контроля (ДВМ), основным преимуществом которого относительно эхо-метода является, по заявлениям производителей оборудования, малая зависимость вероятности выявления дефекта от его ориентации и формы и, как следствие, повышение достоверности оценки высоты и глубины залегания дефекта. Целью работы является совершенствование системы оценки качества сварных соединений на объектах трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов путем уточнения границ применимости ДВМ. В качестве предмета исследования рассматриваются факторы, определяющие указанные границы: ограничение области контроля из-за наличия мертвых зон, ограничение возможности измерения высоты дефекта параметром разрешающей способности метода, ограничения вследствие влияния особенностей геометрии или коррозионных повреждений сварных соединений, ограничение по ориентации, форме и месту расположения дефектов. В результате выполненных исследований выявлены границы применимости дифракционно-временного метода контроля на объектах трубопроводного транспорта, обусловленные исследованными факторами.
Ключевые слова: дифракционно-временной метод, TOFD, неразрушающий контроль сварного соединения, ультразвуковой неразрушающий контроль, ультразвуковой контроль, сварное соединение, сварной стык, дефект трубопровода
Для цитирования:
Колесников О. И., Гейт А. В., Голосов П. С. Границы применимости дифракционно-временного метода контроля на объектах трубопроводного транспорта // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 6. С. 560–568. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-6-560-568
Список литературы:↓
[1] Применение метода TOFD для контроля разнотолщинных сварных соединений стенок вертикальных стальных резервуаров / Д. А. Неганов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 306–314.
[2] Ginzel E. Ultrasonic time of flight diffraction. Waterloo, Ontario, Canada: Eclipse Scientific, 2013. 249 р.
[3] Zahran O. F. Automatic ultrasonic time-of-flight diffraction interpretation. fundamentals and applications. VDM Verlag Dr. Müller; 2010.
[4] TOFD – the emerging ultrasonic computerized technique, for heavy wall Pressure Vessel welds examination / F. Betti [et al.] // E-Journal of Nondestructive Testing (NDT). 1999. Vol. 4. No. 9.
[5] Ginzel E., Honarvar F., Yaghootian A. A study of Time-of-Flight Diffraction technique using photoelastic visualization // E-Journal of Nondestructive Testing & Ultrasonics (eJNDT). 2009. Vol. 4. No. 1.
[6] Trimborn N. Comparison PA and TOFD vs. Radiography: New technologies lead to a more efficient approach // Proccedings of 19th World Conference on Non-Destructive Testing, 2016. Munich, Germany, 13–17 June 2016.
[7] Zahran O. F. Automatic ultrasonic time-of-flight diffraction interpretation // Fundamentals and Applications. VDM Verlag Dr. Müller; 2010.
[8] Nath S. K., Balasubramaniam K. Development of an ultrasonic Time of Flight Diffraction (TOFD) – based inspection technique for sizing crack in a complex geometry component with grooved inspection surface // E-Journal of Nondestructive Testing (NDT). 2013. Vol. 18. No. 5.
[9] Detection and sizing of defects in complex geometry weld by ultrasonic Time of Flight Diffraction (TOFD) inspection / S. K. Nath [et al.] // Journal of Pressure Vessel Technology. 2009. Vol. 131. No. 5. P. 051501-9.
[10] Study of PA-TOFD inspection based on numerical simulation / S. Zhang [et al.] // Proccedings of 19th World Conference on Non-Destructive Testing, 2016. Munich, Germany, 13–17 June 2016.
[11] Сергеев С. С., Прокопенко Е. Н., Сергеева О. С. Приборы и методы акустического контроля. Могилев: Белорусско-Российский университет, 2014. 32 с.
[12] A new frontier in TOFD using 23° beam for scanning and characterization of indications in weld examinations with ultrasonic / G. Nardoni [et al.]. // E-Journal of Nondestructive Testing (NDT). 2018. No. 9.
[13] Nath S. K., Balasubramaniam K. Development of an ultrasonic Time of Flight Diffraction (TOFD) – based inspection technique for sizing crack in a complex geometry component with grooved inspection surface // E-Journal of Nondestructive Testing (NDT). 2013. Vol. 18. No. 5.
|
|
Материалы и оборудование |
|
569-575 |
Повышение надежности магистрального насосного агрегата путем совершенствования подшипниковых узлов
И. А. Флегентов a, Д. М. Старшинов a, Ю. Б. Михеев a, Е. А. Рябцев a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-6-569-575
Аннотация: В подшипниках скольжения магистральных насосных агрегатов (насосах и электродвигателях), как правило, применяют антифрикционные покрытия из оловянных баббитов. Оловянные баббиты обладают хорошими антифрикционными свойствами, но низким сопротивлением усталостному разрушению и подвержены быстрой деформации с повышением температуры в зоне контакта с ротором. Нарушение работоспособности подшипников скольжения по причине износа и повреждения их антифрикционного баббитового слоя является одной из наиболее частых причин вынужденных остановок магистрального насосного агрегата. Целью работы является исследование применимости полукристаллического термопластического высокотехнологичного полимера полиэфирэфиркетона (ПЭЭК) в качестве основного материала вкладыша подшипника скольжения магистральных насосов типоразмера НМ, удовлетворяющего требованиям эксплуатации оборудования. Проведено сравнение свойств материалов: применяемого в настоящее время во вкладышах подшипников баббита Б83 и ПЭЭК. Выполнены гидродинамические и прочностные расчеты для двух вариантов исполнения вкладыша: из баббита Б83 и ПЭЭК. Расчеты проводились для опорных и радиально-упорных подшипников скольжения насоса НМ 10000-210 и соответствующего электродвигателя. По результатам исследования установлено, что ПЭЭК имеет пониженный по сравнению с баббитом коэффициент трения и износ. Сделан вывод о возможности применения антифрикционного материала ПЭЭК в подшипниках скольжения магистральных насосов типоразмера НМ при условии положительных результатов гидродинамических расчетов, а также испытаний подшипников.
Ключевые слова: ПЭЭК, полиэфирэфиркетон, подшипники скольжения, баббит, магистральный насосный агрегат, магистральный насос, подшипниковый узел, вкладыш подшипника
Для цитирования:
Повышение надежности магистрального насосного агрегата путем совершенствования подшипниковых узлов / И. А. Флегентов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 6. С. 569–575. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-6-569-575
Список литературы:↓
[1] Байбородов Ю. И., Белоусов А. И. Эластичные металлопластмассовые подшипники как новый тип и поколение опор скольжения // Насосы. Турбины. Системы. 2015. № 3. С. 44–60.
[2] Шалунов Е. П., Смирнов В. М., Урянский И. П. Износостойкие подшипники скольжения из наноструктурных материалов для мощных электродвигателей // Вестник Чувашского университета. 2015. № 1. С. 131–139.
[3] Пилюшина Г. А., Памфилов Е. А., Шевелева Е. В. Подшипники скольжения из армированных композиционных материалов // Вестник Брянского государственного университета. 2019. № 6. С. 56–64.
[4] Подшипники скольжения из полимерных композиционно-волокнистых материалов / М. А. Бируля [и др.] // Технико-технологические проблемы сервиса. 2016. № 1. С. 34–38.
[5] Росляков Д. А. Строительство (модернизация) магистральных насосных по перекачке нефтепродуктов без применения маслосистем // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011. № 3. С. 30–35.
[6] Крагельский И. В., Михин Н. М. Узлы трения машин: Справочник. М. : Машиностроение, 1984. 280 с.
[7] Воскресенский В. А., Дьяков В. И. Расчет и проектирование опор скольжения (жидкостная смазка): Справочник. М. : Машиностроение, 1980. 224 с.
[8] Чернавский С. А. Подшипники скольжения. М. : Государственное научно-техническое издательство машиностроительной литературы, 1963. 243 с.
[9] Когаев В. П., Дроздов Ю. Н. Прочность и износостойкость деталей машин. М. : Высшая школа, 1991. 319 с.
[10] Коровчинский М. В. Теоретические основы подшипников скольжения. М. : Машгиз, 1959. 403 с.
[11] Колков Д. П., Николаев С. Н. Надежность строительных машин и оборудования. М. : Высшая школа, 1979. 400 с.
[12] Chernets M., Chernets J. Generalized method for calculating the durability of sliding bearings with technological out-ofroundndess of details // Proceedings of the Insitutation of Mechanical Engineers. Part J: Journal of Engineering Tribology. 2015. Vol. 229. No. 2. P. 216–226.
[13] Дыха А. В., Сорокатый Р. В., Маковкин О. Н., Бабак О. П. Расчетно-экспериментальное моделирование изнашивания цилиндрических подшипников скольжения // Восточно-Европейский журнал передовых технологий. 2017. № 5/1. С. 51–59.
|
|
576-581 |
Применение полиамидов для герметизации нефтепродуктопроводов
А. А. Кузьмин a, М. А. Яблокова a, Е. А. Пономаренко a
a Санкт-Петербургский государственный технологический институт (технический университет) (СПбГТИ (ТУ)), 190013, Россия, Санкт-Петербург, Московский проспект, 24-26/49, литера А
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-6-576-581
Аннотация: Технологичность и экономичность полиамидных материалов обусловливают их широкое применение для герметизации нефтепродуктопроводов и иных емкостей с нефтепродуктами. Очевидной является актуальность их дальнейшего использования и наращивания объемов применимости. Цель настоящей работы – повышение эффективности использования изделий из полиамидов в уплотнительной технике и определение условий эксплуатации, где их применение наиболее целесообразно. Объектом рассмотрения являлся полиамид 6 блочный (капролон В), испытания прямой и обратной ползучести которого были проведены на испытательной машине ЦДМ-10 с использованием специального приспособления. Исследовано также влияние типичного нефтепродукта – керосина – на твердость и ползучесть капролона. Предельная температура эксплуатации уплотняющих изделий определена с использованием консистометра Хепплера на основе зависимости температуры стеклования от сжимающего напряжения. Нефтепродукты снижают твердость и жесткость полиамидов, однако это не мешает их применению в определенных условиях. Полиамид 6 целесообразно использовать в диапазоне удельных давлений от 10 до 50 МПа при температурах от –50 до +50 °С. Техническое обслуживание уплотнений с периодичностью, кратной скорости релаксации удельных давлений, способно повысить верхний предел допускаемых рабочих давлений на 30–40 %.
Ключевые слова: герметизация, полиамиды, уплотнительные материалы, полимеры и пластмассы для трубопроводного транспорта, капролон, керосин, удельные давления
Для цитирования:
Кузьмин А. А., Яблокова М. А., Пономаренко Е. А. Применение полиамидов для герметизации нефтепродуктопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 6. С. 576–581. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-6-576-581
Список литературы:↓
[1] Тихонов Н. Н., Николаева Н. Ю., Кладовщикова О. И. Эффективные методы оценки свойств полимерных изделий // Пластические массы. 2020. № 9–10. С. 69–71.
[2] Лавров Н. А., Киемов Ш. Н., Крыжановский В. К. Свойства наполненных эпоксидных полимеров // Пластические массы. 2016. № 1–2. С. 37–39.
[3] Lavorati A., Zattera A. J., Amico S. C. Mechanical and dynamic-mechanical properties of silane-treated graphite nanoplatelet/epoxy composites // Journal of Applied Polymer Science. 2018. Vol. 135. No. 45.
[4] Pressurized infusion: A new and improved liquid composite molding process / M. A. Yalcinkay [et al.] // Journal of Manufacturing Science and Engineering. 2019. Vol. 141. No. 1. P. 011007/1–011007/12.
[5] Сорокин К. С. Современные уплотнительные материалы: ВАТИ МБС-надежная замена асбестосодержащих паронитов ПМБ И ПМБ-1 // Арматуростроение. 2011. № 5. C. 69–72.
[6] Механические свойства композиционных материалов на основе терморасширенного графита / Л. Л. Вовченко [и др.] // Перспективные материалы. 2002. № 6. С. 67–70.
[7] Зерщиков К. Ю., Семенов Ю. В. Наилучшие доступные материалы для уплотнений в конструкциях трубопроводной арматуры // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2019. № 7. С. 41–44.
[8] Николаев А. Ф. Технология пластических масс. Л. : Химия, 1977. 308 с.
[9] Гольдман А. Я. Экспресс-метод оценки герметизирующей способности полимерных уплотнительных элементов // Пластические массы. 1986. № 7. С. 38–39.
[10] Колтунов М. А. Ползучесть и релаксация. М. : Высшая школа, 1976. 277 с.
[11] Уржумцев Ю. С. Прогнозирование длительного сопротивления полимерных материалов. М. : Наука, 1982. 222 с.
[12] Атясова Е. В. Оптимизация рецептурно-технологических параметров, обеспечивающих максимальную теплостойкость полимерных композитов, определяемую усовершенствованными методами термомеханических испытаний : дис. … канд. техн. наук. Бийск, 2016. 120 с.
[13] Москин И. В. Моделирование релаксационных процессов в нитях и разработка методов оценки их деформационных свойств : автореф. дис. … канд. техн. наук. М., 2008. 16 с.
|
|
Экология |
|
582-591 |
Решение проблемных задач разработки рецептуры диспергента на основе тонкодисперсных твердых частиц
А. В. Сальников а, М. Т. Гайсин b
a ООО «Транснефть – Порт Приморск», 188910, Россия, Ленинградская обл., Выборгский район, Приморск, Портовый проезд (Приморская тер.) 7
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-6-582-591
Аннотация: Твердые диспергенты на основе природных органо-неорганических гибридных материалов являются новым классом препаратов для борьбы с последствиями нефтяных разливов на морских акваториях – перспективным, в том числе для применения в ледовых условиях. Их основные преимущества: низкая себестоимость, экологичность и малая токсичность вследствие отсутствия поверхностно-активных веществ и высокомолекулярных соединений. Принцип действия таких диспергентов основан на создании устойчивых эмульсий Пикеринга. В статье рассмотрена методология лабораторных исследований, проводимых для решения проблемных задач разработки рецептуры экологичного диспергента на основе тонкодисперсных твердых частиц. Приведены результаты лабораторных исследований, полученные с использованием лабораторного образца диспергента «Димекс». Показано, что распределение проблемных задач разработки рецептуры диспергента по этапам лабораторных исследований, выбор и апробация методик испытаний позволяют еще на этапе поиска рецептуры диспергента количественно оценить его потенциальную эффективность по ряду показателей: размер тонкодисперсных твердых частиц, краевой угол смачивания и гидрофобно-лиофобный баланс.
Ключевые слова: разлив нефти, ликвидация разлива нефти, ледовые моря, нефтеминеральная агрегация, тонкодисперсные твердые частицы, диспергенты, эмульсии Пикеринга
Для цитирования:
Сальников А. В., Гайсин М. Т. Решение проблемных задач разработки рецептуры диспергента на основе тонкодисперсных твердых частиц // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 6. С. 582–591. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-6-582-591
Список литературы:↓
[1] Сальников А. В., Грибов Г. Г. Проблемы локализации и ликвидации нефтяных разливов в арктических морях // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2016. № 5. С. 30–33.
[2] Сальников А. В., Цхадая Н. Д. Определение эффективности диспергентов для ликвидации аварийных разливов нефти в морях арктического региона // Нефтяное хозяйство. 2018. № 4. С. 104–107.
[3] Cloutier D., Gharbi S., Boule M. On the oil-mineral aggregation process: A promising response technology in ice-infested waters // International Oil Spill Conference Proceedings (2015). Vol. 2005. Is. 1. P. 527–531.
[4] Dickins D. F. Ice conditions at cape hatt, baffin island // Arctic. 1987. Vol. 40. Supp. 1. P. 34–41.
[5] Oil-mineral aggregate formation on oiled beaches : natural attenuation and sediment relocation / K. Lee [et al.] // Spill Science & Technology Bulletin. 2003. Vol. 8. No. 3. P. 285–296.
[6] Garrett R. M., Rothenburger S. J., Prince R. C. Biodegradation of fuel oil under laboratory and arctic marine conditions // Spill Science & Technology Bulletin. 2003. Vol. 8. No. 3. P. 297–302.
[7] Lee K., Weise A. M., St-Pierre S. Enhanced oil biodegradation with mineral fine interaction // Spill Science & Technology Bulletin. 1996. Vol. 8. No. 3. P. 263–267.
[8] In situ remediation of oil spills in ice-infested waters: oil dispersion by enhancing formation of oil-mineral aggregates / K. Lee [еt al.] // Proceedings of the 10th International in Situ and on Site Bioremediation Symposium, 2009. Baltimore, Maryland, May 5–8, 2009.
[9] Field trials of in-situ oil spill countermeasures in ice-infested waters / K. Lee [et al.] // International Oil Spill Conference Proceedings (2011). Vol. 2011. Is. 1.
[10] Swirling Flask Dispersant Effectiveness Test, Revised Standard Dispersant Toxicity Test, and Bioremediation Agent Effectiveness // Protection of Environment. The Code of Federal Regulations of the United States of America. 2010. Vol. 40. Part 300. Appendix C. EPA, Washington. P. 225–230.
[11] Сальников А. В., Трошин М. А., Николаева А. В. Концептуальное исследование задач разработки метода ликвидации разливов нефти в ледовых морях с помощью мелкодисперсных частиц // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 6. С. 700–708.
[12] Гречищева Н. Ю. Разработка научных основ применения гуминовых веществ для ликвидации последствий нефтезагрязнения почвенных и водных сред : дисс. ... докт. техн. наук. М., 2016. 326 с.
[13] Biosurfactant-modified palygorskite clay as solid-stabilizers for effective oil spill dispersion / D. Chen [et al.] // Chemosphere. 2019. Vol. 226. P. 1–7.
[14] Lee K., Weise A. M., St-Pierre S. Enhanced oil biodegradation with mineral fine interaction // Spill Science & Technology Bulletin. 1996. Vol. 8. No. 3, P. 263–267.
[15] Лапшин Д. Н. и др. Методика смачивания огнетушащего порошкового состава как один из новых способов оценки его гидрофобности // Пожаровзрывобезопасность. 2012. Т. 21. № 1. С. 83–87.
[16] Кузнецов С. А., Кольцов Н. И. Определение гидрофильно-липофильного баланса пав на основе растительных масел и полиэтиленгликолей // Вестник чувашского университета. 2006. № 2. C. 30–33.
[17] WSL A specification for oil spill dispersants. Warren Spring Laboratory Report No. 448 LR-OP. Hertfordshire, 2007.
[18] Равдель А. А., Пономарева А. М. Краткий справочник физико-химических величин. Ленинград : Химия. Ленинградское отделение, 1983. 232 с.
[19] Архипкин В. С., Добролюбов С. А. Океанология. Физические свойства морской воды. М. : Макс пресс, 2005. 214 с.
|
|
Техническое регулирование |
|
592-600 |
Механизмы управления качеством при реализации международных проектов нефтегазовых компаний
И. В. Буянов а, С. И. Вьюнов a, В. Ю. Тузов а, В. В. Соколова b
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
b Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, Россия, Уфа, ул. Космонавтов, 1
DOI: 10.28999/2541-9595-2022-12-6-592-600
Аннотация: В настоящее время в условиях санкционного давления взаимодействие с органами по сертификации недружественных стран невозможно. Актуальной представляется задача по анализу механизмов управления качеством продукции стран, поддерживающих партнерские отношения с Россией. Цель статьи – обзор современного опыта работы организаций по оценке соответствия продукции при реализации международных проектов в нефтегазовой отрасли в таких странах, как Турция, Бразилия, Азербайджан, Ирак. Рассмотрена нормативно-правовая база в области оценки соответствия, описана специфика подходов к управлению качеством продукции. Показано, что в условиях санкций существенно возрастают риски при реализации международных проектов российских нефтегазовых компаний, в том числе проектов с участием партнерских по отношению к России компаний и стран. Для минимизации данных рисков предложено создание в союзничестве с дружественными странами Единого оператора по оценке соответствия продукции. В области трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов таким оператором может стать орган по сертификации ООО «НИИ Транснефть».
Ключевые слова: система оценки соответствия, система сертификации, экспертиза технической документации, добровольная сертификация, обязательная сертификация, управление качеством, международные проекты, нефтегазовые проекты
Для цитирования:
Механизмы управления качеством при реализации международных проектов нефтегазовых компаний / И. В. Буянов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2022. Т. 12. № 6. С. 592–600. https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-6-592-600
Список литературы:↓
[1] Обзор опыта работы организаций США по оценке соответствия продукции / О. В. Аралов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 4. С. 468–477.
[2] Обзор опыта работы организаций по оценке соответствия продукции в Канаде / О. В. Аралов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 4. С. 432–439.
[3] Буянов И. В., Вьюнов С. И., Тузов В. Ю. Оценка качества и надежности нефтепроводного оборудования: опыт Евросоюза // Нефтегазовая вертикаль. 2021. № 17–18. С. 94–103.
[4] Аралов О. В., Вьюнов С. И., Тузов В. Ю. Исследование механизмов управления качеством в странах Азиатско-Тихоокеанского региона // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 6. С. 696–705.
[5] Аралов О. В. Отраслевая система оценки соответствия оборудования и материалов, применяемых в ОАО «АК «Транснефть» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 2. C. 24–27.
[6] Политика по обеспечению качества : официальный сайт «Турецкий поток». https://turkstream.info/r/3DAAB8E4-662A-406B-9029-C28459E35FEA/SST-QAC-POL-100004-Quality%20Policy%20(signed)_RUS.pdf (дата обращения: 23.02.2022).
[7] Морской участок газопровода «Южный поток» (российский сектор) : официальный сайт «Турецкий поток». https://turkstream.info/r/49432BC9-960C-44FE-A93E-675930E224B6/Russian-EIA_Full-Report_RU.pdf (дата обращения: 23.02.2022).
[8] Collberg L., Bjornsen T., Mork K. J. An introduction to the DNV 1996 rules for submarine pipeline systems // Seventh International Offshore and Polar Engineering Conference. Honolulu, Hawaii, USA, 1997. P. 233–242.
[9] Swart P. Dry precommissioning offers subsea pipeline testing alternative // Offshore. 2020. November 1. https://www.offshore-mag.com/pipelines/article/14185083/sealeopardengineering-dry-precommissioning-offers-subsea-pipelinetesting-alternative (дата обращения: 23.02.2022).
[10] Petrobras Sustainability Report 2020. P. 164. https://petrobras.com.br/data/files/D5/A3/5A/6B/42E1971023571187AAE99EA8/Sustainability%20Report%202020-Petrobras---.pdf (дата обращения: 23.02.2022).
[11] Сертификаты соответствия Азербайджана, ГОСТ AZS : официальный сайт компании CERINS. https://cerinskaz.net/uslugi/konsalting/sertifikat-azerbaidzhan (дата обращения: 10.03.2022).
[12] API signs first MOU with Azerbaijan’s National Oil Company : официальный сайт API. https://www.api.org/news-policy-andissues/news/2021/01/14/pai-mou-with-azerbaijan (дата обращения: 10.03.2022).
[13] Takieddine M., Ali L. A. Lebanon: Impact of COVID-19 on Iraqi oil and gas contracts and the possibility of declaring force majeure // Mondaq: Connecting Knowledge & People. 2020.April 10. https://www.mondaq.com/operational-impacts-andstrategy/915376/impact-of-covid-19-on-iraqi-oil-and-gascontracts-and-the-possibility-of-declaring-force-majeure (дата обращения: 15.03.2022).
[14] Republic of Iraq Certificate of Registration (CoR) scheme for manufacturers and suppliers : website of TÜV Rheinland.https://www.tuv.com/market-access-services/en/certification-filter/iraq-certificate-of-registration/ (дата обращения: 15.03.2022).
[15] Сертификация продукции : официальный сайт ООО «НИИ Транснефть». https://niitn.transneft.ru/about/activity/obshaya-informaciya-ob-organe-po-sertifikacii/ (дата обращения: 25.03.2022).
|
