Науковий вісник НГУ

Прогнозирование нестационарных процессов в нефтепроводе с целью предотвращения возникновения аварийных ситуаций

• 
• 

Рейтинг:   / 0

ПлохоОтлично 

Подробности

Категория: Содержание №1 2020

Обновлено 12 Март 2020

Опубликовано 12 Март 2020

Просмотров: 521

Authors:

В.Т.Болонный, кандидат технических наук, доцент, orcid.org/0000-0003-3012-1121, Дрогобычский колледж нефти и газа, г. Дрогобыч, Львовская область, Украина, e-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

В.Я.Грудз, доктор технических наук, профессор, orcid.org/0000-0003-1182-2512, Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа, г. Ивано-Франковск, Украина, e-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

Я.В.Грудз, доктор технических наук, профессор, orcid.org/0000-0003-3287-3036, Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа, г. Ивано-Франковск, Украина, e-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

В.Б.Запухляк, кандидат технических наук, доцент, orcid.org/0000-0002-2502-3896, Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа, г. Ивано-Франковск, Украина, e-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

Т.Я.Додык, orcid.org/0000-0002-8035-7821, АО «Укртранснафта», г. Броды, Львовская область, Украина, e-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

 повний текст / full article

Цель. Предотвращение аварийности при эксплуатации сложных нефтетранспортных систем в условиях неполной загрузки на основе прогнозирования характера протекания нестационарных процессов пульсации давления, вызванных скачкообразным изменением производительности.

Методика. Проанализированы основные факторы, влияющие на безаварийность работы магистральных нефтепроводов. Приведена классификация дефектов стенки трубы магистральных нефтепроводов. Для каждого из приведенных видов дефектов отмечены вероятностные показатели их возникновения исходя из опыта эксплуатации отечественных магистральных нефтепроводов.

Результаты. Для проведения аналитических исследований и установления закономерностей колебания давления в магистральном нефтепроводе с путевым отбором создана математическая модель, базирующаяся на уравнениях движения и неразрывности среды, сосредоточенный отбор в которой моделируется с использованием функции источника Дирака. Реализация модели осуществлялась с использованием принципов операционного исчисления, что позволило получить аналитическую форму характера колебания во времени давления в характерных точках трассы, которая позволит установить амплитудно-частотные характеристики нестационарного процесса.

Научная новизна. Впервые предложено использовать кусочно-линейную аппроксимацию граничных условий в месте возникновения утечки для использования их в аналитическом решении модели нестационарного процесса в гипотетическом магистральном нефтепроводе.

Практическая значимость. По полученной методике построено распределение относительных значений давления и массового расхода в характерных точках модельной нефтепроводной системы. Проведена оценка влияния изменения во времени погрешности определения давления на путевом отборе на точность проведенных вычислений. Полученные результаты рекомендуется использовать при эксплуатации нефтепроводов и сложных нефтепроводных систем, работающих в условиях неполной загрузки (для предотвращения возникновения аварийных ситуаций).

References.

1. Hryhorskyi, S. Y. (2014). Methods of reducing the negative impact of transient processes caused by pumping unit stops upon the pipeline operating modes. Naukovyi Visnyk Ivano-Frankivskoho Natsionalnoho Tekhnichnoho Universytetu Nafty i Hazu, (2), 128-139.

2. Tarr, B. A., Ladendorf, D. W., Sanchez, D., & Milner, G. M. (2016). Next-Generation Kick Detection During Connections: Influx Detection at Pumps Stop (IDAPS) Software. Society of Petroleum Engineers. SPE Drilling & Completion, 31(04), 1-15. https://doi.org/10.2118/178821-PA.

3. Skuridin, N. N., Tyusenkov, A. S., & Bugay, D. E. (2018). Increasing the safety of main oil pipelines based on optimization of electrochemical protection parameters. Neftianoe khoziaistvo, (08), 92-95. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-8-92-95.

4. Hrabovskyi, R. S., Lepak, O. M., Mazur, M. P., Fedorovych, I. Y., & Barna, R. A. (2015). Estimation of ruining conditions of long-term operation pipelines. Naukovyi Visnyk Ivano-Frankivskoho Natsionalnoho Tekhnichnoho Universytetu Nafty i Hazu, (1), 46-53.

5. Lisafin, V. P. (2017). Peculiarities of intra-stationary oil pumping at pumping stations of main oil pipeline. International Scientific Journal “Internauka”, 8(30), 49-53.

6. Sobolev, S. A. (2018). Consecutive operation of booster pumping stations in conditions of periodic communication sessions. Oil Industry Journal, (3), 54-57.

7. Grudz, V. Y., Zhdek, A., & Bolonnyi, V. T. (2016). Estimation of flow rate of oil loss as a result of damage of linear part of oil main. Metallurgical and Mining Industry, (6), 75-78.

8. Khalaf, A. M., Al Omari, A. M., Al-Sherif, A. H., Toubar, A., Barsoum, I., & Karrech, A. (2017). Main Oil Line Pump Seal Failure Prevention; Advanced Simulation and Case Study. Society of Petroleum Engineers, November 13, 1-8. https://doi.org/10.2118/188626-MS.

9. Elchalakani, M., Almaskari, F., Alardhi, M., Alkhrdaji, T., & Hill, C. (2015). CFRP Strengthening and Rehabilitation of Corroded Steel Pipelines Under Direct Indentation and Bending. Society of Petroleum Engineers, November 9, 1-15. https://doi.org/10.2118/177876-MS.

10. Levold, E., Restelli, A., Marchionni, L., Vitali, L., Molinari, C., & Ozkan, I. F. (2015). Strength and Deformation Capacity of Corroded Pipe: Laboratory Tests and FEM Analyses. The International Society of Offshore and Polar Engineers, 25(3), 212-220.

11. Vozniak, L. V., Kryvenko, H. M., & Vozniak, M. P. (2017). Analysis of emergency oil losses due to defective holes in industrial pipelines. In International scientific and technical conference “Oil and gas energy – 2017”, (pp. 377-379). Ivano-Frankivsk. 15–19 May 2017. Retrieved from http://elar.nung.edu.ua/bitstream/123456789/6014/1/6614p.pdf. 

12. Zapukhliak, V., Poberezhny, L., Maruschak, P., Grudz Jr., V., Stasiuk, R., Brezinová, J., & Guzanová, A. (2019). Mathematical modeling of unsteady gas transmission system operating conditions under insufficient loading. Energies, 12(7), 1-14. EISSN 1996-1073.

13. Salehi, A., Voskov, D. V., & Tchelepi, H. A. (2017). K-Va­lues Based Non-Equilibrium Formulation for Upscaling of Compositional Simulation. In Society of Petroleum Engineers. SPE Reservoir Simulation Conference, 20–22 February, 2017, (pp. 1-20). Montgomery, Texas, USA. https://doi.org/10.2118/182725-MS.

14. Sumskoi, S. I., Sverchkov, A. M., Lisanov, M. V., & Ego­rov, A. F. (2016). Modelling of non-equilibrium flow in the branched pipeline systems. Journal of Physics: Conference, Series 751, 1-8. https://doi.org/10.1088/1742-6596/751/1/012022.

15. Grudz, V. Ya., Grudz Jr., V. Ya., Zapukhlyak, V. B., & Kyzymyshyn, Ya. V. (2018). Non-stationary processes in the gas transmission systems at compressor stations shut-down. Journal of hydrocarbon power engineering, 1(5), 22-28.

• < Назад
• Вперёд >