Науковий вісник НГУ

Прогнозування нестаціонарних процесів у нафтопроводах з метою запобігання виникненню аварійних ситуацій

• 
• 

Рейтинг користувача:  / 0

ГіршийКращий 

Деталі

Категорія: Зміст №1 2020

Останнє оновлення: 12 березня 2020

Опубліковано: 12 березня 2020

Перегляди: 2280

Authors:

В. Т. Болонний, кандидат технічних наук, доцент, orcid.org/0000-0003-3012-1121, Дрогобицький коледж нафти і газу, м. Дрогобич, Львівська область, Україна, e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

В. Я. Грудз, доктор технічних наук, професор, orcid.org/0000-0003-1182-2512, Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, м. Івано-Франківськ, Україна, e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

Я. В. Грудз, доктор технічних наук, професор, orcid.org/0000-0003-3287-3036, Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, м. Івано-Франківськ, Україна, e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

В. Б. Запухляк, кандидат технічних наук, доцент, orcid.org/0000-0002-2502-3896, Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, м. Івано-Франківськ, Україна, e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

Т. Я. Додик, orcid.org/0000-0002-8035-7821, АТ «Укртранснафта», м. Броди, Львівська обл., Україна, e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

 повний текст / full article

Мета. Запобігання аварійності при експлуатації складних нафтотранспортних систем в умовах неповного завантаження на основі прогнозування характеру протікання нестаціонарних процесів пульсації тиску, викликаних стрибкоподібною зміною продуктивності.

Методика. Проаналізовані основні чинники, що впливають на безаварійність роботи магістральних нафтопроводів. Приведена класифікація дефектів стінки труби магістральних нафтопроводів. Для кожного з наведених видів дефектів зазначені ймовірнісні показники їх виникнення виходячи з досвіду експлуатації вітчизняних магістральних нафтопроводів.

Результати. Для проведення аналітичних досліджень і встановлення закономірностей коливання тиску в магістральному нафтопроводі із шляховим відбором створена математична модель, що базується на рівняннях руху й нерозривності середовища, зосереджений відбір в якій моделюється з використанням функції джерела Дірака. Реалізація моделі здійснювалась із використанням принципів операційного числення, що дозволило отримати аналітичну форму характеру коливання в часі тисків у характерних точках траси, яка надасть можливість встановити амплітудно-частотні характеристики нестаціонарного процесу.

Наукова новизна. Уперше запропоновано використовувати кусково-лінійну апроксимацію граничних умов у місці виникнення витоку для використання їх в аналітичному розв’язку моделі нестаціонарного процесу в гіпотетичному магістральному нафтопроводі.

Практична значимість. За отриманою методикою побудовано розподіл відносних значень тиску та масової витрати в характерних точках модельної нафтопровідної системи. Проведена оцінка впливу зміни в часі похибки визначення тиску на шляховому відборі на точність проведених обчислень. Отримані результати рекомендується використовувати при експлуатації нафтопроводів і складних нафтопровідних систем, що працюють в умовах неповного завантаження (для запобігання виникненню аварійних ситуацій).

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.

• < Попередня
• Наступна >