Например, нефть
DOI: 10.24412/2076-6785-2023-7-134-140 Аннотация Дуплексные стали склонны к изменению свойств в зоне термического влияния при воздействии сварочного термического цикла. В данном исследовании приведены механические, коррозионные свойства и фазовый состав основного металла, зоны термического влияния и металла шва сварного соединения труб ø 89×15,0 из супердуплексной нержавеющей стали SAF 2507 после сварочного термического воздействия с принудительным межслойным охлаждением. Материалы и методы Исследуемым материалом в данной работе является супердуплексная сталь SAF 2507. Трубы ø 89 мм с толщиной стенки 15,0 мм из указанной марки стали сваривали ручной аргоно-дуговой сваркой неплавящимся вольфрамовым электродом марки ЭВЧ по ГОСТ 23949-80 с применением сварочной проволоки (прутка) диаметром 2,4 мм марки OK Tigrod 2509 с повышенным содержанием никеля по сравнению с основным металлом, в среде защитного газа аргон высшего сорта по ГОСТ 10157-79. Механические испытания сварных соединений выполняли в соответствии с ГОСТ 6996 «Методы определения механических свойств», испытания на питтинговую коррозию проводили по ГОСТ 9.912-89 и ASTM G 48-00. Свойства образцов оценивали в соответствии с СТО Газпром 2-3.7-050-2006. Ключевые слова дуплексные нержавеющие стали, сварочный термический цикл, механические свойства, δ-феррит, питтинговая коррозия
DOI: 10.24412/2076-6785-2023-2-70-75 Аннотация Требования к повышению прочностных и служебных свойств сталей, работающих в агрессивных средах, приводит к поиску для внедрения в промышленность новых видов сталей. Наиболее перспективным материалом для ряда отраслей промышленности могут стать двухфазные (дуплексные) аустенитно-ферритные стали, интерес к которым возрос благодаря усовершенствованию технологии их производства, когда производители получили возможность более точно регулировать содержание в металле азота. Для оценки возможности применения дуплексных сталей при изготовлении конструкций, эксплуатирующихся в агрессивных средах, необходимы исследования свариваемости указанных сталей и коррозионной стойкости сварных соединений, в том числе против сероводородного растрескивания под напряжением (СРН), водородного растрескивания (ВР), стойкости к межкристаллитной (МКК) и ножевой коррозии (НК) и питтинговой коррозии. Материалы и методы Для оценки возможности применения дуплексных сталей при изготовлении конструкций, эксплуатирующихся в агрессивных средах, необходимы исследования свариваемости указанных сталей и коррозионной стойкости сварных соединений, в том числе против сероводородного растрескивания под напряжением (СРН), водородного растрескивания (ВР), стойкости к межкристаллитной (МКК) и ножевой (НК) коррозии и питтинговой коррозии. Ключевые слова свариваемость дуплексных сталей, транспорт агрессивных сред, сварочные материалы, параметры сварки
DOI: 10.24412/2076-6785-2023-1-82-87 Аннотация Начиная с 50-х годов в газовой промышленности происходили аварии трубопроводов, которые могли быть связаны с присутствием сероводорода (H2S). Природные газы — смесь отдельных газов (компонентов) — состоят преимущественно из предельных углеводородов. При этом в состав природных газов могут входить: сероводород до 18–25 % по объему, двуокись углерода до 25 % и в небольших количествах азот и водород. В настоящей работе рассмотрены условия и факторы влияния сероводорода, при которых возникает разрушение трубопроводов, изготовленных из сталей различных структурных классов. Приведено обоснование выбора сталей с дуплексной структурой наиболее стойких к водородному растрескиванию, так и к сероводородному растрескиванию под напряжением. Материалы и методы Для исследования выбраны дуплексные стали, которые имеют относительно высокие пределы текучести и прочности при удовлетворительных пластичности и ударной вязкости и хорошую свариваемость. Это позволяет сократить удельный расход металла при изготовлении конструкций, рассчитываемых на прочность, благодаря уменьшению толщины листа. Ключевые слова дуплексные стали, транспорт агрессивных сред, содержание сероводорода, содержание двуокиси углерода
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-1-58-64 Аннотация Разработанная в ООО УК «Шешмаойл» аттестованная установка БИПС позволяет измерять массу и массовый расход брутто нефти в диапазоне измерений от 0,04 т/ч (1 т/сут) до 4,1665 т/ч (100 т/сут), массу и массовый расход нетто нефти, объем и объемный расход попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси, приведенный к стандартным условиям в диапазоне измерений от 12,5 м3/ч (300 м3/сут) до 208,3 м3/ч (5 000 м3/сут) при содержании попутного нефтяного газа в обезвоженной нефти в стандартных условиях не более 50 м3/т. Измеряемые при помощи БИПС величины не превышают норм и пределов допускаемых погрешностей. Представлена обработка результатов измерений. Материалы и методы На сертифицированной стендовой установке определены относительные погрешности измерений массового расхода жидкости и масла, а также расхода воздуха. Разработан, аттестован и апробирован метод измерений установкой БИПС, основанный на накоплении водогазонефтяной смеси в калиброванной измерительной емкости. Ключевые слова замер газового фактора, дебит, обводненность, свободный и растворенный газ, погрешность измерений
DOI: 10.24412/2076-6785-2021-5-60-64 Аннотация Образование органических отложений является одной из наиболее распространенных проблем при добыче и транспортировке скважинной продукции. При борьбе с данным осложнением применяется множество современных методов, одним из них является технология «контролируемый слой». Одной из важнейших величин, рассматриваемых при определении технологической эффективности данной технологии, является теплопроводность органических отложений. В данной работе проведены лабораторные исследования по определению характера и степени изменения теплопроводности данных отложений от обводненности исследуемой эмульсии. При анализе результатов лабораторных исследований становится очевидным, что высокая обводненность транспортируемой эмульсии увеличивает теплопроводность отложений, что несет исключительно негативное влияние на технологическую эффективность рассматриваемой технологии. Материалы и методы Материалы: пробы пластового флюида с целевого технологического объекта, установка «Холодный стержень», ротационный вискозиметр Rheotest RN 4.1. Методы: исследования на установке «Холодный стержень», авторская методика определения теплопроводности органических отложений. Ключевые слова «контролируемый слой», асфальтосмолопарафиновые отложения, теплопроводность, интенсивность, обводненность
DOI: 10.24412/2076-6785-2021-3-50-55 Аннотация При оценке технического состояния магистральных трубопроводов коэффициент концентрации напряжений, возникающих в стенке трубы в зоне выявленного коррозионного дефекта, принимается детерминированной величиной. Модели, применяемые для расчета данного коэффициента, содержат такой параметр, как толщина стенки трубы, который является случайной величиной и имеет индивидуальные распределения даже для труб одного сортамента. Вследствие наличия функциональной связи с толщиной стенки трубы значения коэффициента концентрации напряжений также подчиняются распределениям, вид которых зависит от статистического разброса значений толщины стенки трубы. На примере оценки прочностной надежности и уровня риска осложненных коррозионным дефектом линейных участков магистрального нефтепровода обоснована необходимость учета коэффициента концентрации напряжений в расчетных моделях как случайной величины. Материалы и методы Замеры толщины стенки трубы производились ультразвуковым толщиномером модели DM2 (фирма «Krautkrämer GmbH & CO», Germany), обработка результатов замеров и расчет значений показателей надежности выполнены на основе методов непараметрической статистики и теории надежности, расчет коэффициента концентрации напряжений выполнен на базе стандарта B31G. Ключевые слова магистральный нефтепровод, линейный участок, коррозионный дефект, коэффициент концентрации напряжений, прочностная надежность, вероятность отказа
DOI: 10.24412/2076-6785-2021-3-44-48 Аннотация Трубопроводный транспорт является основным способом транспортировки углеводородов. На основании анализа промысловых данных было определено, что межочистной период (МОП) трубопроводов связан со временем года и достигает наименьшего значения в весеннее время. В лаборатории «Нефтепромысловой химии» НОЦ ГиРНГМ ПНИПУ при помощи установки «Холодного стержня» проведены лабораторные исследования по определению кинетических параметров образования органических отложений в различные месяцы года. Анализ результатов лабораторных исследований позволяет отметить, что данные параметры являются нелинейными функциями температуры, однако прогнозирование изменения величины МОП только на основании лабораторных исследований не представляется возможным, ввиду чего авторами статьи предложено введение величины относительного МОП. Введение данного параметра позволит проводить прогнозирование характера и степени изменения МОП трубопровода на основании лабораторных исследований и при помощи моделирования трубопровода в гидродинамических симуляторах. Материалы и методы Анализ промысловой и теоретической информации, проведение лабораторных исследований и моделирование процесса парафинообразования. Ключевые слова асфальтосмолопарафиновые отложения, статистика очистных мероприятий, установка «Холодного стержня», межочистной период, гидродинамическое моделирование, линейный нефтепровод
DOI: 10.24412/2076-6785-2021-1-62-66 Аннотация Оценка надежности линейных участков магистральных трубопроводов выполняется на основе показателей надежности. Вероятностные модели, применяемые для вычисления данных показателей, содержат ряд параметров, которые при расчетах принимаются как случайные величины. Закономерности распределения и пределы рассеивания таких параметров оказывают значимое влияние на результаты расчета показателей надежности. Одним из параметров, который входит в вероятностные модели как детерминированная величина, но фактически имеет случайную природу, является толщина стенки трубы. В работе на примерах оценки прочностной надежности участков магистрального нефтепровода обоснована необходимость учета данного параметра в расчетных моделях как случайной величины. Материалы и методы Замеры фактических значений толщины стенки трубы выполнены с помощью ультразвукового толщиномера модели DM2 производства фирмы “Kräutkramer GmbH & CO” (Германия), обработка результатов замеров и расчет значений вероятности отказа выполнены на основе методов непараметрической статистики и теории надежности. Ключевые слова магистральный нефтепровод, линейная часть, надежность, вероятность отказа, уровень риска
DOI: 10.24411/2076-6785-2020-10109 Аннотация В данной статье проблема расстановки запорной арматуры по длине трубопровода рассматривается как многокритериальная задача, учитывающая такие факторы, как объем выхода нефти при порыве, категория участка прокладки, максимальные расстояния между запорной арматурой и возможные экономические потери при возникновении аварии на трубопроводе при соответствующей расстановке. В качестве примера был рассмотрен участок трубопровода с несколькими вариантами расстановки запорной арматуры, из которых был выбран наилучший согласно предлагаемой методике. Материалы и методы Материалы исследования: нормативно-техническая документация в области проектирования трубопроводов, существующие координаты расстановки запорной арматуры на участке трубопровода. Методы исследования: метод анализа оболочки данных DEA для определения эффективности положения запорной арматуры на линейной части трубопровода, методика оценки экономического ущерба от порыва трубопровода. Ключевые слова нефть, запорная арматура, минимизация воздействия на окружающую среду, снижение экологических рисков, экономический ущерб окружающей среде
DOI: 10.24411/2076-6785-2020-10097 Аннотация В статье исследованы способы утилизации природного газа из опорожняемых участков трубопроводов при проведении планово-предупредительного ремонта. С целью снижения количества выбросов парниковых газов в атмосферу разработана технологическая схема утилизации природного газа с помощью дожимной компрессорной станции путем поэтапного снижения давления. Материалы и методы Методы утилизации природного газа. Ключевые слова сеноманская залежь, дожимная компрессорная станция, установка комплексной подготовки газа, утилизация газа, мобильная компрессорная установка, планово-предупредительный ремонт
DOI:10.24411/2076-6785-2020-10085 Аннотация В работе представлены результаты мониторинга коэффициента запаса прочности линейных участков в различные годы эксплуатации магистрального газопровода. Расчет фактических значений коэффициента запаса выполнен с учетом индивидуальных для каждого года эксплуатации законов распределения избыточного внутреннего давления и температурного перепада на исследуемых участках, а также случайной природы предела текучести материала труб. На основе полученных результатов мониторинга значений коэффициента запаса выполнена оценка фактического уровня надежности и обоснован класс безопасности участков линейной части для различных периодов времени на стадии эксплуатации магистрального газопровода. Обоснована необходимость учета установленного в результате мониторинга случайного разброса значений коэффициента запаса прочности в пределах одних и тех же участков для различных периодов времени эксплуатации магистрального газопровода при планировании стратегии его эксплуатации, технического обслуживания и ремонта. Материалы и методы Проектные значения коэффициента запаса для участков магистрального газопровода рассчитаны в соответствии с требованиями СНиП 2.05.0685* (Магистральные трубопроводы). Экспериментальные исследования механических характеристик материала труб, изготовленных из стали 17Г1С, выполнены в соответствии с требованиями ГОСТ 1497-84. (Металлы. Методы испытаний на растяжение). Закономерности изменения предела текучести металла труб получены на основе обработки результатов экспериментов методами непараметрической статистики. Оценка фактических значений коэффициента запаса прочности и текущего уровня надежности участков магистрального газопровода выполнена согласно СТО ПАО Газпром 2-2.3-184-2007. Ключевые слова мониторинг, магистральный газопровод, линейный участок, коэффициент запаса прочности
DOI:10.24411/2076-6785-2020-10078 Аннотация На этапе проектирования расчет на прочность и устойчивость магистрального нефтепровода в соответствии с требованиями СНиП учитывает такой параметр, как температурный перепад. Допускаемые значения температурного перепада определяются в результате расчета для принятого конструктивного решения трубопровода на основании установленного нормами предельного состояния трубопровода. Однако на этапе эксплуатации абсолютные значения данного параметра могут не соответствовать проектным, т.к. сезонные и суточные колебания температуры, тепловое взаимодействие подземного магистрального нефтепровода и грунта приводят к изменению температурного поля трассы. В результате возникают отличия между нормативными значениями температурного перепада и фактическими, при которых производились засыпка грунтом нефтепровода на этапе строительства и его последующая эксплуатация. Вследствие этого возникает увеличение продольных и поперечных перемещений и напряжений с последующим отклонением пространственного положения участков линейной части от проектного, что может привести к потере несущей способности и надежности трубопровода, а также риску возникновения аварийных ситуаций. В работе представлены результаты исследования изменения надежности участков линейной части и уровня риска, возникающего при эксплуатации магистрального нефтепровода в зависимости от различных значений температурного перепада в стенке трубы. Ключевые слова магистральный нефтепровод, линейная часть, температурный перепад, надежность, вероятность отказа, уровень риска.
DOI: 10.24411/2076-6785-2019-10049 В работе представлены результаты расчета напряжений в стенке подземного трубопровода, пригруженного сплошным утяжеляющим покрытием в углах поворота на выпуклых участках трассы. С учетом случайной природы предела текучести трубных сталей sТ, выборки фактических значений которого получены для материала труб разных производителей, выполнена оценка прочности криволинейных участков магистрального трубопровода. Обоснована необходимость индивидуального подбора параметров сплошного утяжеляющего покрытия для каждого участка трубопровода с учетом специфики закона распределения и пределов рассеивания предела текучести материала труб, применявшихся на этапе строительства участка.
DOI: 10.24411/2076-6785-2019-10038 Оценка прочностной надежности участков магистральных трубопроводов (МТ) основана на интеграции в расчетные модели показателей надежности вероятностных закономерностей для внешней нагрузки, действующей на обследуемый участок линейной части (ЛЧ) МТ, и прочностных характеристик материала труб, применявшихся на этапе строительства данного участка. Накопленный к настоящему времени опыт расчета показателей надежности позволяет сделать вывод, что данные закономерности фактически являются индивидуальными и специфическим для любого участка линейной части МТ. При этом даже в пределах одного участка индивидуальные вероятностные закономерности для параметров внешней нагрузки и предельных напряжений подвержены изменениям в течении времени эксплуатации магистрального трубопровода. В работе выполнена оценка влияния изменения статистических характеристик распределения предела текучести трубных сталей на прочностную надежность участков магистральных трубопроводов.
DOI: 10.24411/2076-6785-2019-10029 В работе представлены результаты расчета коэффициента запаса прочности для участков магистрального газопровода с учетом случайной природы внешней нагрузки и предела текучести σТ материала труб разного сортамента. На основе фактических значений коэффициента запаса выполнена оценка текущего уровня надежности участков магистрального газопровода. Обоснована необходимость учета индивидуальных законов распределения предела текучести материала труб различного сортамента, применявшихся на этапе строительства магистрального газопровода, при определении класса безопасности участка.
10.24411/2076-6785-2019-10019 В работе представлены результаты расчета напряжений в стенке подземного трубопровода, пригруженного одиночными грузами в углах поворота на выпуклых участках трассы. С учетом случайной природы предела текучести трубных сталей σТ, выборки фактических значений которого получены для материала труб разных производителей, выполнена оценка прочности криволинейных участков магистрального трубопровода (далее - МТ). Обоснована необходимость индивидуального подбора веса одиночного пригруза для каждого участка трубопровода с учетом специфики закона распределения и пределов рассеивания предела текучести материала труб, применявшихся на этапе строительства участка.
10.24411/2076-6785-2019-10018 Рост стоимости электроэнергии, а также быстрое развитие техники и технологий привело к появлению более совершенного и энергоэффективного оборудования используемого при магистральном транспорте нефти. Таким образом, остро стоит вопрос по энергетическому контролю оборудования для снижения операционных затрат. В данной статье рассматривается методика оценки энергетической эффективности магистрального нефтепровода.
В гидроупругих системах может иметь место одновременное проявление упругих и гидродинамических неустойчивостей и их взаимодействие. Рассматривается взаимное влияние изгиба газопровода, внутреннего и внешнего давления, действия сжимающей силы, течения газа с заданной плотностью по газопроводу, осесимметричного расширения трубы и ее продольного укорочения, изменения температуры стенки трубы. Малость инерционных сил обуславливается относительно медленным изменением возмущений при медленном изменении внешних воздействий (сил сжатия трубопровода, гидростатических сил, скорости движения газа в трубопроводе). Внешние воздействия могут быть как независимыми друг от друга, так и связанными. Статическое взаимное влияние указанных неустойчивостей называется взаимодействием неустойчивостей газопровода. Получены линеаризованное уравнение изгиба газопровода и критическое значение сжимающей газопровод силы, которое представляет собой обобщение классического критического значения сжимающей газопровод силы в задаче Эйлера за счет действия давлений внутри и вне газопровода, движения газа внутри газопровода, осесимметричного расширения трубы и ее продольного укорочения, изменения температуры стенки трубы. Изучено статическое взаимодействие неустойчивостей в зависимости от сжимающей газопровод силы, внутреннего и внешнего давления, скорости движения газа, осесимметричного расширения трубы, изменения температуры стенки трубы. Изгибная жесткость газопровода, растягивающие силы, внешнее гидростатическое давление стабилизируют, а сжимающие силы, внутреннее гидростатическое давление, движение газа с любой скоростью внутри газопровода, увеличение температуры стенки трубы дестабилизируют его.
Несмотря на постоянное развитие технологий, альтернативных способов защиты и химизации всех производственных процессов, внутренняя коррозия трубопроводов остается ключевой проблемой для управлений эксплуатации трубопроводов всех нефтедобывающих организаций. Авторами разработано автономное устройство для постоянной подачи требуемого объема концентрированного реагента в трубопровод, без привязки к инфраструктуре, дорогам и линиям электропередач. Основной сегмент рынка для разработанного устройства - районы с отсутствием развитой инфраструктуры, отсутствием линий электропередач и подъездных путей, а так же во время сезонного бездорожья.
Исследование выполнено с целью изучения распределения градиента температур в поперечном сечении участка стенки нефтепровода при ремонте коррозионных повреждений наружной поверхности нефтепроводов методом заварки. В результате проведенных исследований было установлено, что в некотором диапазоне значений погонной энергии в нагретом участке стенки трубы возможно получение зоны гарантированных прочностных свойств, металл в которой обладает запасом по временному сопротивлению на разрыв. Также, получена зависимость описывающая изменение температуры внутренней поверхности стенки трубы при различных значениях погонной энергии и остаточной толщины на участке ремонта заваркой.