sbornik_FTT_2015_1__1

50

стическая - быстро гасится с расстоянием. Поскольку турбулентность является генератором шума, приемник звука начнет фиксировать поток, когда скорость течения будет достаточной для образования турбулентности. Наличие твердых примесей в потоке жидкости изменяет уровень интенсивности звуковых колебаний.

В Ивано-Франковском институте нефти и газа были проведены экспериментальные исследования по определению шума в зависимости от концентрации гидросмеси при постоянном расходе потока жидкости [4]. Максимальная концентрация твердых примесей составляла 10 %. Экспериментальные исследования показали, что жидкость, движущаяся в трубе, создает некоторый постоянный шумовой фон. Добавление твердых примесей приводит к изменению уровня шума.

Таким образом, движущиеся в круглой трубе жидкость и твердые примеси отдают во внешнюю среду часть энергии, а именно ее продольную составляющую. Эта энергия передается во внешнюю среду в виде звуковых колебаний и фиксируется внешними приемниками.

Анализ результатов статистической обработки экспериментальных данных, показывает, что акустический метод - шумометрию можно использовать для определения концентрации твердых примесей не только в потоке газа, но и жидкости.

Авторами получены математические модели, описывающие зависимость концентрации твердых примесей в потоке жидкости от уровня интенсивности звуковых колебаний.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.Кривенко Г. М. Дослщження впливу твердих домшок на втрати тиску

втрубопровод^ / Г. М. Кривенко, М. П. Возняк, Л. В Возняк С. О. Кривенко // Науковий вюник 1вано-Франювського нацюнального техшчного ушверситету нафти i газу. - 2014. - № 2 (37).-С. 140-146.

51

2.Коротаев Ю. П. Исследование газовых скважин с помощью шумометрии / Ю. П. Коротаев, К. Л. Грдзелова // РС Р и Э ГКМ. М.: ВНИИЭгазпром, 1983. - 45 с.

3.Грдзелова К. Л. Исследование скважин Оренбургского газоконденсатного месторождения глубинным шумомером / К. Л. Грдзелова, Н. Е. Щепкина

//РС Р и Э ГКМ, № 5. М.: ВНИИЭгазпром, 1980. - с. 1 - 8.

4.Возняк Л. В. Разработка методики расчета и исследование влияния твердых частиц на работу скважин и промысловых трубопроводов / Л. В. Возняк: Автореферат диссертации. М. - 1987. - 22 с.

УДК 621.643

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОТБОРА ПРОБ ИЗ РЕЗЕРВУАРА СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА

В.А. Воронов, Е.Ю. Загороднева, Горный университет, г. Санкт-Петербург

Сжиженный природный газ (СПГ) представляет собой обыкновенный природный газ, охлажденный до температуры -163 °С, что сильно усложняет отбор проб для проведения контроля качества СПГ. При его хранении должен производиться анализ жидкости в резервуарах после наполнения (или дозаправки) их жидкостью, а также перед отпуском СПГ потребителю.

Отбор СПГ для анализа производится в специальные пробоотборники, предварительно продутые азотом. В них отбирается переохлажденный сжиженный природный газ на 1 - 2 °С ниже температуры равновесной давлению газа в газовой фазе резервуара СПГ.

Для проведения подобного рода мероприятий без операций частичного подогрева, а также при организованном сбросе паров в отдельных случаях предлагается рассмотреть применение различных систем улавливания лёгких фракций углеводородов (УЛФ). В насосно-эжекторных установках (НЭУ) могут быть использованы жидкостно-газовые эжекторы (ЖГЭ) с аэродинамическими схемами различных типов (рис.1). Таким образом, газовой составляющей может быть обеспечено необходимое давление для обеспечения отбора жидкостной или газожидкостной фазы.

56

нодар», ООО «Газпром трансгаз Ставрополь», ООО «Газпром трансгаз СанктПетербург», ООО «Газпром трансгаз Сургут».

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. СТО Газпром 2-2.3-066-2006. Положение о внутритрубной диагностике

трубопроводов КС и ДКС ОАО «Газпром» [Текст]: утв. ОАО «Газпром» 24.04.06: ввод в действие с 24.04.06. - М.: ОАО «Газпром», 2006.

2. Временные технические требования к диагностическим комплексам для внутритрубного диагностирования технологических трубопроводов компрессорных станций ОАО «Газпром»: утв. ОАО «Газпром» 25.04.14: ввод в действие с 25.04.14. - М.: ОАО «Газпром», 2014.

УДК 622.692

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ГЕЛЕВОГО ПОРШНЯ ДЛЯ ЗАПУСКА ЕГО В ТРУБОПРОВОД

Л.И. Гайнетдинова, М.М. Гареев, УГНТУ, г. Уфа

В настоящее время в трубопроводном транспорте все больше используются гелевые композиции: для очистки внутренней полости трубопроводов от рыхлых отложений и механических примесей; для разделения сред при последовательной перекачке; при освобождении трубопроводов от нефти, нефтепродуктов и удалении скоплений газа, воды; при гидравлических испытаниях; при нанесении антикоррозионной защиты; для проталкивания застрявших механических скребков. Также перспективным направлением является использование гелевых композиций для освобождения нефтепроводов от нефти при выводе из эксплуатации для последующей консервации, демонтажа трубопроводов.

Чтобы гель двигался в трубопроводе в виде пробки под действием потока ньютоновской жидкости, необходимо выполнение условий:

где D - диаметр трубопровода, м;

m - числовой коэффициент, постоянный для каждой зоны трения;

57

т0 - статическое напряжение сдвига геля, Па; р - плотность ньютоновской жидкости, кг/м3 ;

д - ускорение свободного падения, д = 9,81 м/с2 ;

Р- числовой коэффициент, величина которого зависит от режима течения

изоны трения;

v- коэффициент кинематической вязкости ньютоновской жидкости, м2 /с;

2)скорость выталкивающей жидкости должна быть v < " 7 ;

3)минимальное значение статического напряжения сдвига геля должно

Согласно [1] минимальная длина гелевой пробки определяется по формуле:

где L - длина участка трубопровода, м;

с*, с0 - концентрация полимера на границе гель - ньютоновская жидкость и первоначальная концентрация полимера;

и - скорость потока ньютоновской жидкости, м/с.

Согласно [2] длина гелевой пробки определяется в зависимости от длины

Выводы: В работе определены условия, при выполнении которых гель будет двигаться в трубопроводе в виде пробки под действием потока ньютоновской жидкости. Разница в значении длин гелей обусловлена получением формул теоретическим путем (1) и на основании экспериментов (2). При увеличении концентрации полимера длина геля уменьшается.

58

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1 Гареев М.М. Определение рациональных размеров гелевых пробок для про-

ведения гидроиспытаний // Тезисы докладов учебно-научно-практической конференции Трубопроводный транспорт-2005.-Уфа: ДизайнПолиграфСервис. 2005. - С. 51-53.

2РД 153-39.4Р-118-02. Правила испытаний линейной части действующих магистральных нефтепроводов.

3Труфакина, Л. М. Полимерные гелевые поршни в трубопроводном транспорте/ Л. М. Труфакина, И.Ю. Ложников // Защита окружающей среды в

нефтегазовом комплексе. - 2006. - № 10. - С. 22 - 23.

4 Рабинович, Е.З. Гидравлика / Е.З. Рабинович, А.Е. Евгеньев. - М.: Недра, 1987. - С.219.

УДК 622.692.23:658.56

МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ ПРИНЦИПЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ РВС НА ОСНОВЕ АНАЛИЗА ПРИЧИН ИХ АВАРИЙНОСТИ

Э.Ш. Гайсин, Ю.А. Фролов, УГНТУ, г. Уфа

При решении практических проблем обеспечения надежности резервуаров разработаны методологические принципы на основе системного подхода и анализа. Исходя из понятий «техническая система» и «сложная техническая система» сделан вывод, что резервуары для нефти и нефтепродуктов являются сложными техническими системами, и при проведении анализа надежности таких систем существенное внимание следует уделять определению слабых звеньев[1-3].Особенно проблема актуальна в условиях ограниченности информации и ресурсов.

Одним из способов обеспечения надежности объекта является поддержание его качества на требуемом уровне. Поскольку сложные системы включают большое количество элементов (в резервуарах более 100), то повысить надежность путем улучшения качества одновременно всех элементов не представляется возможным. Однако крайне редко подсистемы при функционировании играют одинаковую роль, и отказы их компонентов приводят к разным

59

последствиям. Следовательно, сосредоточить усилия необходимо на совершенствовании конструктивных элементов, играющих наиболее важную роль в обеспечении работоспособности и надежности в целом.

В инженерной практике системы, состоящие из компонентов с различным функциональным назначением, в том числе РВС, характеризуются набором частных показателей критичности. Свойство критичности конструктивного элемента определяет возможность возникновения отказа, отражает степень влияние этого элемента на работоспособность системы и учитывает тяжесть последствий отказа. Показателями критичности могут быть: возможность отказа, тяжесть последствий отказа, возможность локализации отказа, контролируемость состояния элементов в ходе эксплуатации и др.

Классификация элементов по степени критичности должна осуществляться на разных уровнях структурирования, при этом с увеличением веса элемента в системе растет его важность для обеспечения надежности объекта.

Таким образом, для обеспечения и повышения уровня надежности на различных стадиях жизненного цикла резервуара рекомендуется использовать следующую методологию, реализуемую внесколько этапов: 1) на основании имеющейся информации о нефтяных резервуарах за период 1965-2013 гг. выделить основные причины аварий и отказов и составить их перечень; 2) классифицировать их по основным признакам: по степени объективности и по стадиям жизненного цикла; 3) разбить конструктивные элементы РВС на уровни значимости по критерию обеспечения производственного процесса; 4) определить их весомость по параметру возможного ущерба; 5) разработать метод обеспечения и повышения надежности на этапах проектирования и эксплуатации; 6) оценить степень надежности как остаточный ресурс резервуара.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Гайсин, Э. Ш. Методический подход к оценке качества техниче-

ских систем с учетом их жизненного цикла на примере резервуара вертикаль-