sbornik_FTT_2015_1__1

220

2. СОУ LeakNet (Аргоси Технолоджис) [3]. Данная система основывается на двух взаимодополняющих методах обнаружения утечек, которые базируются на показаниях датчиков давления и расходомеров:

-Pressure Point Analysis (PPA) - статистический метод определения утечек, при котором сигналы, соответствующие утечке, в режиме реального времени отделяются от обычных гидравлических шумов в трубопроводе.

-MassPack - методика баланса динамических измерений, основанная на вычислении разницы между входным и выходным объемом жидкости (газа)

[3].

3. PSInessi (PSI AG) [1]. Данная СОУ использует несколько независимых друг от друга методов обнаружения и локализации утечек: метод массового баланса; метод градиентов давления; метод волны давления; метод «давлениетемпература»; метод перепада давления на отсеченном участке.

Отличительной особенностью данной СОУ является интеграция PSIpipeline с геоинформационной системой в режиме обмена данными о выявленных утечках. Располагая 3D профилем местности пролегания трубопровода и моделью распространения продукта (нефти), геоинформационная система способна прогнозировать границы растекания продукта в случае его утечки [1].

В докладе показано, что, не смотря на предпринимаемые меры, аварии являются неотъемлемой частью любого производственного процесса, в том числе и на трубопроводном транспорте. Внедрение современных систем обнаружения утечек, а также совершенствование качества материалов, выполняемых работ, внедрение всевозможных систем безопасности позволяют снизить риск возникновения аварийной ситуации. Таким образом внедрение мониторинга за техническим состоянием подводных переходов и прилегающих пойменных зон позволит уменьшить затраты, связанные с проведением мероприятий по ликвидации последствий аварии и удалению нефти и нефтепродуктов с поверхности водного объекта.

221

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. PSI решения для нефти и газа [Электронные ресурс]: Информационный лист о системе обнаружения и локализации утечек PSInessi. URL: http://www.psioilandgas.com/ru/go-home/ (дата обращения 24.04.2015 г.).

2.Мишкин Г. Б. Краткий обзор систем обнаружения утечек российских производителей [Текст] / Г. Б. Мишкин // Молодой ученый. — 2011. — №2. Т.1. — С. 41-47.

3.Argosy Technologies [Электронные ресурс]: Система обнаружения утечек АТ. URL: http://www.argosy-tech.ru/ (дата обращения 24.04.2015 г.).

УДК 622.692.482

НАДУВНЫЕ БОНОВЫЕ ЗАГРАЖДЕНИЯ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ВОЗМОЖНЫХ АВАРИЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДАХ

Ю.А. Фролов, Т. Ф. Габдрахманов, И.А. Афанасьев, УГНТУ, г. Уфа

По территории России проложены и эксплуатируются более 40 тыс. км магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, которые проходят через реки, озера, ручьи, откуда ведется водозабор для крупных и малых городов, как на нужды населения, так и на другие нужды. В связи с этим становится понятной проблема, которая возникает при аварийном выбросе нефти или нефтепродукта на подводном переходе магистрального нефтепровода и нефтепродуктопровода той или иной реки, к тому же необходимо учитывать, что 1

снижения возможных негативных последствий требует особого внимания в части изучения способов локализации, ликвидации и разработки комплекса необходимых мероприятий.

В данном докладе рассматривается технология использования надувных боновых заграждений, которые предназначены для предотвращения растекания нефти и нефтепродуктов на водной поверхности мелких рек, озер, водохранилищ при скорости течения не более 1,5 м/c.

222

Боновые заграждения (боны) — это плавучие ограждения, цель которых локализовать распространение нефтепродуктов и водонерастворимых загрязняющих веществ по поверхности воды.

Боновые заграждения обеспечивают эффективную локализацию возможных зон разлива и перемещения нефти в акватории портов, водохранилищах, затонах, реках, в открытом море, а также используются для ограждения нефтеналивных судов в процессе произведения грузовых операций, тем самым, обеспечивая надёжную защиту от загрязнения водных акваторий.

Надувные боновые заграждения представляют собой отдельные секции с надувными поплавками. Поплавки бона оборудованы специальными клапанами, которые обеспечивают надежную герметичность и высокую производительность при накачке бонов. В нижней части бона расположена балластная цепь. На концах каждой секции заграждения установлены замки искробезопасного исполнения, обеспечивающие надежное соединение секций между собой как на берегу, так и на плаву.

Плюсом надувных боновых заграждений является то, что они легко переносятся с одного места на другое и достаточно быстро доставляются в собранном виде к удаленному месту разлива нефти, а к их минусам относятся повышенные требования к материалу (устойчивость к воздействию агрессивной среды) и возможность повреждения надувного баллона.

По результатам проведенного обзора использования надувных боновых заграждений автором делается вывод о том, что актуальными задачами являются создание многофункционального, надежного, эффективного устройства и разработка технологии позволяющей оперативно, с высокой степенью надежности и с минимальными затратами времени, средств, без риска для людей производить локализацию и ликвидацию аварийных разливов нефти на подводных переходах магистральных нефтепроводов, в том числе, что особенно существенно, и в зимнее время года, в условиях экстремальных ситуаций.

223

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. ФЗ РФ от 21 июля 1997г. «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» №116 ФЗ.

2.ФЗ РФ от 12.02.1998 г. «О гражданской обороне» № 28-ФЗ.

3.ФЗ РФ от 22.08.1995 г. «Об аварийно-спасательных службах и статусе спасателя» № 151-ФЗ.

4.Постановление Правительства РФ от 21.08.2000г. «О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов» №613.

УДК 622.691.4

МОДЕЛИРОВАНИЕ РАСЧЕТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ТРУБОПРОВОДОВ ДЛЯ ТРАНСПОРТИРОВКИ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА

А.М. Хрулева, С.В. Китаев УГНТУ, г. Уфа

В связи с бурным развитием научно-технического прогресса энергетической промышленности, произошел острый скачок потребления углеводородных топлив. Таким образом, в последние десятилетия вопросы перехода страны на альтернативные источники энергии становятся все более значимыми в мировой индустрии энергопотребления.

Одним из наиболее перспективных топлив является сжиженный природный газ (СПГ), использование которого рождает новые вопросы, связанные с экономичностью его трубопроводной транспортировки на дальние расстояния. Очевидным преимуществам транспорта сжиженного природного газа являются возможность применения труб существенно меньшего диаметра, чем для обычного газопровода эквивалентной производительности и значительное сокращение энергозатрат на перекачку.

Проведенные исследования включали сопоставительную оценку различных материалов, признанных пригодными для сооружения трубопровода СПГ: алюминия 6061-Т6, стали с 9%-ным содержанием никеля и нержавеющей стали 304. Прочностные характеристики данных материалов способны выдержи-

224

вать низкие температуры хранения сжиженного природного газа в минус 1650С и в течение ряда лет успешно применяется в криогенной технике.

Необходимая толщина стенок трубопровода сжиженного природного газа определяется пределом текучести выбранного материала изготовления труб. Расчет минимальных допустимых значений толщины стенок труб из трех упомянутых материалов проводили для максимального рабочего давления 7 МПа. При этом толщина стенок труб определялась 72% предела текучести материала, что соответствует нормам на прокладку трубопроводов в малонаселенной местности.

При работе с графической зависимостью при определении толщины стенки была выявлена большая погрешность, вследствие чего было предложено создать актуальную математическую модель для определения толщины стенки трубопровода в зависимости от типа стали и диаметра с помощью метода асимптотических координат [1].

Сопоставление исходных (графических) и расчетных (аналитических) данных показало, что средняя квадратическая погрешность расчета по предлагаемой модели составляет в среднем 2%. Данная методика может быть интегрирована в программы расчета трубопроводов для транспортировки сжиженного природного газа.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК:

Байков И.Р., Жданова Т.Г., Гареев Э.А. Моделирование технологических процессов трубопроводного транспорта нефти и газа-УГНТУ,1994.-128 с.

УДК 621.642.39.03

ИССЛЕДОВАНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ НДС РЕЗЕРВУАРА ПРИ РАБОТЕ УСТРОЙСТВА РАЗМЫВА ДОННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

П.В. Чепур, А.А. Тарасенко, ТюмГНГУ, г. Тюмень

Для предотвращения образования и накопления донных остатков в крупногабаритных вертикальных стальных резервуарах широко применяются устройства размыва донных отложений. Отложения, переходящие в твердую

225

фазу, при определенных условиях могут приводить к нарушению нормальной эксплуатации технологического оборудования и самого резервуара. Устройства размыва донных отложений (УРДО) типа «Диоген», «Тайфун» и др., стационарно подключаемые к резервуарам с врезкой в I пояс стенки, позволяют производить очистку РВС от парафиновых отложений за счет направленного воздействия подвижной струи хранимой жидкости, формируемой гребным винтом вала. Несмотря на несомненные преимущества такого метода очистки РВС, возникают вопросы относительно обеспечения условий безопасной эксплуатации приведенных выше устройств. Перечисленные УРДО при работе вызывают появление динамических нагрузок с воздействием на тонкостенную оболочку стенки резервуара. Возникающее моментное напряженнодеформированное состояние (НДС), обусловленное весом устройства и реактивным отпором при работе вала пропеллера, с учетом гидростатической нагрузки хранимого продукта, может привести к появлению недопустимых напряжений в металлоконструкциях. Авторами статьи, основываясь на [3], предлагается оценить изменение напряженно-деформированного состояния резервуара при воздействии устройств размыва донных отложений. В работе [1] предпринята попытка получить параметры НДС стенки резервуара РВС20000 при работе УРДО «Диоген-700». С использованием численных методов в программе ANSYS была построена оболочечная модель резервуара. Однако при анализе предложенной расчетной схемы выяснилось, что упрощение конструктивной геометрии РВС (отсутствие кольца жесткости, балочного каркаса кровли, листового настила кровли) привело к снижению точности расчетов и получению результатов с завышенными значениями напряжений и перемещений металлоконструкций.

При создании расчетной схемы учитывается, что момент от веса устройства прикладывается к наружной грани фланца, лежащей в плоскости, перпендикулярной оси вала пропеллера. Реактивная сила приложена к внутренней поверхности фланца соосно валу по направлению «изнутри» резервуара. Согласно предложенной расчетной схеме выполнено 3 расчета в программе

226

ANSYS для каждого типа УРДО. Анализ полученных результатов показал, что расчет совместной работы стенки резервуара и УРДО без учета жесткости верхнего узла приводит к большим погрешностям, чем подтверждаются выводы работ [2-4].

Сравнивая результаты численного эксперимента с данными, полученными в работе [1], можно сделать выводы о необходимости учета жесткости опорного кольца и кровли с балочным каркасом. Максимальные радиальные прогибы верхнего контура стенки в [1] составили 49,92 мм, а действующие напряжения 475 МПа, что более чем в 2 раза превышает значения, полученные согласно расчетной схемы данной работы. Это связано с тем, что у оболочки стенки отсутствуют связи в верхнем узле и при неосесимметричном воздействии имеет гораздо большую деформируемость, что не соответствует реальному проектно-эксплуатационному состоянию конструкции РВС.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Мустафин Ф.М., Жданов Р.А., Каравайченко М.Г., Ахметов Ф.Ш., Бод-

нарчук Д.А., Лукьянова И.Э. Резервуары для нефти и нефтепродуктов: Т. 1. Конструкции и оборудование: учебник для вузов. - СПб.: Недра, 2010. - 480 с.

2.Тарасенко А.А., Чепур П.В., Чирков С.В. Исследование собственной жесткости вертикального стального цилиндрического резервуара // Нефтяное хозяйство. 2014. № 10. С. 121-123.

3.Чепур П.В., Тарасенко А.А. Оценка воздействия приемо-раздаточного патрубка при развитии осадки резервуара // Фундаментальные исследования. 2014. № 11-3. С. 540-544.

4.Чирков С.В., Тарасенко А.А., Чепур П.В. Конечно-элементная модель вертикального стального резервуара с усиливающими элементами при его подъеме гидродомкратами // Фундаментальные исследования. 2014. № 9-5. С. 1003-1007.

227

УДК532.542.4:620.162

О ПЛАНИРОВАНИИ И ПРОВЕДЕНИИ ОПЫТО-ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ ПРОТИВОТУРБУЛЕНТНЫХ ПРИСАДОК НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕ- И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДАХ

А.М. Ширяев, А.И. Гольянов, Ф.С. Зверев

ООО «НИИ Транснефть», г. Москва

Открытие Томсом эффекта снижения гидравлического сопротивления при течении жидкости в трубопроводе путем введения в поток поверхностно активных веществ или полимерных присадок заложило основу для развития научного направления по разработке, оценке эффективности и промышленному применению противотурбулентных присадок (ПТП). За последние два десятилетия была разработана и внедрена к использованию широкая гамма противотурбулентных присадок зарубежного и российского производства. Безусловно, этому способствовала работа по реализации программы энергосбережения и локализации производства импортных химических реагентов для магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов РФ. Применение ПТП позволяет обеспечить увеличение пропускной способности трубопровода при заданном максимальном допустимом давлении на выходе НПС или уменьшить выходное давление НПС при заданном расходе, что способствует повышению надежности эксплуатации, обеспечению проведения ремонтных работ без снижения плановых объемов перекачки, достижению необходимой пропускной способности при консервации или отключении насосных станций.

Окончательный ответ о целесообразности применения той или иной присадки и об её гидравлической эффективности можно получить только после проведения опытно-промышленных испытаний (ОПИ) ПТП на конкретном магистральном трубопроводе (МТ) при перекачке конкретного нефтепродукта или нефти в известных условиях перекачки.

Помимо концентрации ПТП на ее эффективность влияет целый ряд других факторов: характеристика трубопровода (протяженность трубопровода, его диаметр, шероховатость стенки трубы), свойства перекачиваемой жидко-

228

сти (температура, содержание асфальтенов, смол и парафинов, растворимость ПТП в перекачиваемой жидкости), режим течения (число Рейнольдса, напряжение сдвига на стенке трубопровода) и др.

Перед проведением ОПИ на трубопроводе целесообразно произвести в лабораторных условиях оценку эффективности различных марок ПТП непосредственно на нефти (нефтепродукте), на которой планируется применение присадки. Указанные испытания могут быть осуществлены на экспериментальном стенде, который позволяет реализовывать турбулентный режим течения на нефти/нефтепродукте, фиксировать изменение режима работы при введении ПТП и определять ее эффективность. Испытания различных марок ПТП на экспериментальном стенде позволяют отобрать для проведения ОПИ марку ПТП наиболее эффективную на нефти/нефтепродукте, перекачиваемом на данном магистральном трубопроводе.

Проведению ОПИ помимо лабораторных испытаний предшествует стадия планирования. Тщательно проработанная схема проведения испытаний и разработанная на ее основе Программа и методика испытаний ПТП на МН или МНПП (ПМИ) позволяют предотвратить нештатные ситуации на трубопроводе, сделать процесс проведения испытаний предсказуемым, в дальнейшем облегчить оценку эффективности ПТП для данного трубопровода, получить необходимую информацию о влиянии присадки на работу МТ.

ПМИ определяет объем, последовательность и методику проведения испытаний присадки, режим работы оборудования по её вводу, критерии её эффективности, необходимые меры безопасности, требования по охране окружающей среды.

По результатам ОПИ рассчитывается эффективность присадки, строится кривая эффективности ПТП и анализируется изменение эффективности ПТП по длине испытуемого участка, а также принимается решение о целесообразности применения ПТП при эксплуатации рассматриваемого МТ.

В дальнейшем при эксплуатации МТ с ПТП для предотвращения поставки некачественной присадки или поставки ПТП с эффективностью ниже, чем при ОПИ, производится входной контроль поставляемых партий ПТП на соот-

229

ветствие их гидравлической эффективности заявленной. Входной контроль осуществляется в лабораторных условиях с помощь специально разработанного прибора - турбулентного реометра. Указанный прибор позволяет определять эффективность ПТП в одних и тех же гидродинамических условиях на модельной жидкости со стабильными физико-химическими свойствами, и тем самым оценивать качество полимера различных партий ПТП.

УДК 621.791.46

СВАРКА ТОЛСТОСТЕННЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ИЗ ПОЛИЭТИЛЕНА

И.А. Якименко, А.С. Доценко, ТюмГНГУ, г. Тюмень

При строительстве распределительных сетей газопроводов из полиэтилена, возникает проблема их ограниченной пропускной способности, связанной с относительно малыми диаметрами трубопроводов (не более 315 мм), а также, относительно низким давлением, которое не превышает 0,6 МПа. Для решения этой проблемы путем перехода на давления в трубе до 1,0 МПа и выше, монтажные и эксплуатирующие организации начинают опытное применение полиэтиленовых труб с увеличенной толщиной стенки.

На кафедре ТУР ТюмГНГУ были проведены экспериментальные исследования условий образования сварных соединений с учетом приведенных параметров труб и влияния этих условий на качество получаемых сварных соединений. Эксперименты по сварке производили на установке с ручным управлением ROWELD 315 фирмы Ротенбергер. В качестве образцов использовали трубы из полиэтилена типа ПЭ-100 диаметром 315 мм с номинальной толщиной стенки 35 мм (SDR 9). В ходе исследований отслеживали процессы деформации зоны сварного соединения на всех этапах процесса сварки: от начала и до конца операции нагрева, в процессе осадки при нарастании сварочного давления до номинального значения, а также в процессе охлаждения сваренного стыка до нормальной температуры. Было отмечено следующее: продолжительность нагрева заготовок определяется толщиной стенки. Рекомендуемое время для толщины стенки 35 мм составило 360 секунд. Из-за низкой теплопроводности полиэтилена глубина проникновения температуры пе-