Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса

А.И. Владимиров, профессор, советник ректората,
А.В. Мурадов, профессор, научный руководитель МУНЦ "Антикор",
А.К. Прыгаев, профессор, декан факультета инженерной механики

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.53.054.22 DOI: 10.33285/1999-6934-2020-2(116)-10-14

РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ
СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НЕВСТАВНЫХ НАСОСОВ
С РАЗРЯДНОЙ КАМЕРОЙ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
ООО "ЛУКОЙЛ–ПЕРМЬ" (с. 10)

Владимир Николаевич Ивановский, д-р техн. наук, профессор, заведующий кафедрой,

Альберт Азгарович Сабиров, канд. техн. наук, доцент,

Алексей Валентинович Деговцов, канд.техн. наук, доцент,

Шагабутдин Абдурахманович Алиев, инженер,

Иван Владимирович Кузнецов, ведущий инженер,

Екатерина Алексеевна Орлова, аспирант

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65,

e-mail: ivanovskiyvn@yandex.ru, albert_sabirov@mail.ru, degovtsov.aleksey@yandex.ru, mr.aliev111@mail.ru, kuznetsovivl@mail.ru, orlova.ekaterina.9@yandex.ru

Олег Владимирович Третьяков, генеральный директор,

Игорь Иванович Мазеин, первый заместитель генерального директора – главный инженер,

Сергей Владимирович Меркушев, начальник Управления технологии добычи нефти и газа,

Денис Николаевич Красноборов, ведущий инженер отдела добычи нефти,

Сергей Васильевич Попов, зам. начальника ЦДНГ-3

ООО "ЛУКОЙЛ–ПЕРМЬ"

614990, Россия, Пермский край, г. Пермь, ул. Ленина, 62,

e-mail: lp@lp.lukoil.com, denis.krasnoborov@lp.lukoil.com, Sergej.Vas.Popov@lp.lukoil.com

Статья посвящена результатам опытно-промышленных испытаний (ОПИ) на месторождениях ООО "ЛУКОЙЛ–ПЕРМЬ" новой конструкции скважинного штангового невставного насоса с разрядной камерой (ННРК), разработанного на кафедре машин и оборудования нефтяных и газовых промыслов в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. В моделировании работы насоса и в разработке чертежей насоса новой конструкции активно участвовали студенты.

Более 56 % фонда скважин ООО "ЛУКОЙЛ–ПЕРМЬ" оборудованы установками скважинных штанговых насосов (УСШН), при этом около 70 % скважин осложнены асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО), часть фонда скважин имеют еще и боковые стволы малого диаметра, которые эксплуатируются скважинными насосными установками с канатной штангой. Наличие АСПО и большие темпы кривизны и отклонения от вертикали в скважинах с боковыми стволами малого диаметра приводят к зависанию штанг, а в случае с канатной штангой – распушению каната и преждевременному отказу оборудования.

Дано описание принципиальной схемы и новой конструкции скважинного штангового невставного насоса с разрядной камерой, который обеспечивает движение штанг при ходе вниз.

Представлены результаты ОПИ новых штанговых насосов в трех скважинах на месторождениях ООО "ЛУКОЙЛ–ПЕРМЬ". Приведены динамограммы работы насоса. Испытания скважинных штанговых насосов с разрядной камерой типа ННРК на месторождениях ООО "ЛУКОЙЛ–ПЕРМЬ" подтвердили работоспособность и эффективность предложенной конструкции.

Ключевые слова: скважинный штанговый насос; разрядная камера; колонна штанг; канатная штанга; зависание штанг.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 66.069.83 DOI: 10.33285/1999-6934-2020-2(116)-15-22

РАЗРАБОТКА ФОРСУНКИ ДЛЯ ВПРЫСКА ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ И
ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ, ИЗВЛЕКАЕМОЙ ПОД ДАВЛЕНИЕМ (с. 15)

Александр Иванович Ходырев, д-р техн. наук, профессор,

Владимир Валентинович Муленко, канд. техн. наук, доцент

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65,

e-mail: aihod@mail.ru, vmulenko@mail.ru

Для обеспечения надежной ингибиторной защиты от коррозии и гидратообразования промысловых газопроводов применяются центробежные форсунки, распыливающие метанол или раствор ингибитора коррозии. При реализации любых технологий с впрыском ингибитора желательно иметь возможность извлечь форсунку из трубы для ее ревизии, очистки или замены без остановки трубопровода и сброса давления. Такая задача была решена в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Особенностями разработанной форсунки ФС-160 являются возможность ее установки и извлечения из газопровода, находящегося под рабочим давлением до 15 МПа с применением существующих средств доступа фирмы Rohrback Cosasco Systems, и наличие более 20 вариантов конструктивных исполнений. В статье описаны устройство и работа форсунки и ее составных частей, порядок ее монтажа и демонтажа при наличии давления в трубопроводе. Опытные образцы форсунки успешно прошли приемочные испытания в Газопромысловом управлении ООО "Газпром добыча Оренбург". Форсунка ФС-160 рекомендована к серийному производству.

Ключевые слова: ингибитор коррозии; ингибирование; гидратообразование; газопровод; форсунка; впрыск; распыливание жидкости; распылитель.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.5.05.001.41 DOI: 10.33285/1999-6934-2020-2(116)-23-26

К ВОПРОСУ О ЗАВИСИМОСТИ ХАРАКТЕРИСТИК СТУПЕНЕЙ
ЛОПАСТНЫХ НАСОСОВ ОТ УСЛОВИЙ ИСПЫТАНИЙ (с. 23)

Темир Русланович Долов, канд. техн. наук, доцент кафедры машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности,

Юрий Андреевич Донской, канд. техн. наук, доцент кафедры машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности,

Александр Владимирович Ивановский, аспирант кафедры машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности,

Иван Владимирович Кузнецов, инженер кафедры машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности,

Руслан Маратович Шайхулов, магистрант кафедры машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65,

e-mail: dolovtemir@yandex.ru, don125@yandex.ru, alivan@yandex.ru, kuznetsovivl@mail.ru, ruslan.shajhulov96@mail.ru

Необходимые для работы в конкретных нефтяных скважинах электроприводные насосные установки подбираются на основе заводских комплексных характеристик. Данные характеристики получаются в результате испытаний насосных секций на полноразмерных стендах, размеры, масса, приводная мощность и стоимость которых могут быть очень значительными. Указанные стенды требуют для проведения испытаний использование стандартных насосных секций, оснащение которых экспериментальными инновационными ступенями связано с большими затратами времени и средств.

В статье приводятся результаты исследований, которые позволяют утверждать о возможности использования бюджетных малогабаритных стендов для сравнительных испытаний ступеней электроприводных лопастных насосов. Показано, что отличие основных рабочих показателей ступеней, полученных на полномасштабных и малогабаритных стендах, отличаются на 2…10 %. Сделан вывод о перспективности использования малогабаритных стендов для уменьшения времени и снижения стоимости научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по созданию инновационных ступеней лопастных насосов для добычи нефти.

Ключевые слова: электроприводные насосные установки; ступень насоса; стенд для испытания ступеней; характеристика насоса.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 62-762:678.01 DOI: 10.33285/1999-6934-2020-2(116)-27-31

САЛЬНИКОВОЕ УПЛОТНЕНИЕ С ПРИМЕНЕНИЕМ МАТЕРИАЛОВ
С ЭФФЕКТОМ ПАМЯТИ ФОРМЫ ДЛЯ НАСОСОВ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ
ПРИ ПЕРЕКАЧКЕ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА (с. 27)

Юрий Сергеевич Дубинов, канд. техн. наук, доцент кафедры металловедения и неметаллических материалов,

Ольга Богдановна Дубинова, аспирант кафедры металловедения и неметаллических материалов,

Оксана Юрьевна Елагина, д-р техн. наук, профессор, заведующая кафедрой трибологии и технологий ремонта нефтегазового оборудования,

Александр Константинович Прыгаев, канд. техн. наук, профессор, декан факультета инженерной механики,

Никита Сергеевич Захаров, магистрант факультета инженерной механики

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65,

e-mail: dubinovys@gmail.com, olga.dubinova90@mail.ru, elaguina@mail.ru, fim@gubkin.ru, 97zns@mail.ru

Данная статья посвящена вопросу создания надежных уплотнений, которые можно применять в насосостроении применительно к перекачке криогенных жидкостей на примере сжиженного природного газа (СПГ). Вопрос создания таких элементов весьма актуален по нескольким причинам, во-первых, по причине отказов уплотнительных устройств происходит свыше 55 % отказов насосного оборудования, во-вторых, большинство применяемых уплотнений могут эксплуатироваться только в области положительных либо в незначительных отрицательных температурах, что сильно ограничивает их область применения. В статье приведены результаты анализа основных уплотнений, применяемых при перекачке нефти и нефтепродуктов, а также при перекачке СПГ. Авторами предложена новая конструкция уплотнения с применением интеллектуального материала, а именно никелида титана в виде "сверхупругой" проволоки. Использование данного материала позволит сохранять прижимную силу в зоне контакта уплотнения с уплотняемой поверхностью, что позволит повысить герметичность узла, сократить число остановок оборудования для проведения замены уплотнения и, как следствие, повысить наработку на отказ. Следует также отметить, что применение указанного материала позволит расширить температурный диапазон эксплуатации нового уплотнения.

Ключевые слова: сальниковые уплотнения; торцовые уплотнения; никелид титана; насосы для перекачки СПГ; интеллектуальные материалы; материалы с эффектом памяти формы.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.53.054.23:621.67-83 DOI: 10.33285/1999-6934-2020-2(116)-32-35

К ВОПРОСУ ОБ АКТУАЛЬНОСТИ СОЗДАНИЯ
ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНЫХ СТУПЕНЕЙ ВЫСОКОДЕБИТНЫХ
ЛОПАСТНЫХ НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ (с. 32)

Владимир Николаевич Ивановский, д-р техн. наук, профессор, заведующий кафедрой машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности,

Николай Николаевич Соколов, ст. преподаватель кафедры машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности,

Альберт Азгарович Сабиров, канд. техн. наук, доцент кафедры машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65,

e-mail: ivanovskiyvn@yandex.ru, sokolovnn2010@rambler.ru, don125@yandex.ru, albert_sabirov@mail.ru

На долю механизированной добычи нефти приходится от 50 до 60 % всех затрат энергии в нефтегазодобывающих предприятиях, при этом до 30 % себестоимости нефти составляет стоимость электроэнергии. Высокодебитных электроприводных насосных установок для добычи нефти не так много, но их единичная мощность очень высокая, а, следовательно, недостаточная энергоэффективность таких насосных установок снижает общую эффективность добычи нефти. В связи с тем, что основным источником потерь энергии в установках электроприводных лопастных насосов (УЭЛН) являются сами лопастные насосы, при разработке энергоэффективной УЭЛН следует в первую очередь обращать внимание на этот узел.

В то же самое время повышение к.п.д. лопастного насоса напрямую связано со снижением напора ступени, а также с увеличением стоимости и монтажной высоты каждой ступени. Поэтому, зачастую, при повышении к.п.д. ступени насоса сам насос становится намного дороже, что не может привести к снижению совокупной стоимости владения этим видом оборудования.

В связи с этим предлагается альтернативное решение, связанное с изменением подхода к эксплуатации УЭЛН, обеспечивающее максимально возможный к.п.д. в период жизненного цикла этого вида оборудования. Для обеспечения этого варианта необходимо знание законов деградации рабочих характеристик ЭЛН во времени в зависимости от условий эксплуатации.

Повышение энергоэффективности высокодебитных насосных установок за счет создания эффективных ступеней является актуальной задачей, решение которой может существенно снизить энергетические затраты на добычу нефти. Но при этом снижение совокупной стоимости владения высокодебитными насосными установками не всегда целесообразно за счет повышения к.п.д. ступеней электроприводных лопастных насосов.

Ключевые слова: электроприводной лопастной насос (ЭЛН); энергоэффективность; совокупная стоимость владения; деградация характеристики насосной установки.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.5.05 DOI: 10.33285/1999-6934-2020-2(116)-36-41

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
НА ОСНОВЕ АНАЛИЗА ЭВОЛЮЦИИ СИСТЕМ (с. 36)

Всеволод Яковлевич Кершенбаум, д-р техн. наук, профессор, заведующий кафедрой стандартизации, сертификации и управления качеством производства нефтегазового оборудования

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65,

e-mail: tkaning@yandex.ru

Сабир Габиб оглы Бабаев, д-р техн. наук, профессор, руководитель проблемной лаборатории

НИИ "Геотехнологические проблемы нефти, газа и химии"

AZ1010, Азербайджан, г. Баку, ул. Диляры Алиевой, 227

Ибрагим Абульфаз оглы Габибов, д-р техн. наук, профессор, заведующий кафедрой

Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности

AZ1010, Азербайджан, г. Баку, просп. Азадлыг, 34,

e-mail: h.ibo@mail.ru

Обеспечение конкурентоспособности нефтегазопромыслового оборудования, а следовательно, дальнейшее повышение качества и надежности тесно связаны с законом прогрессивной эволюции технических систем (ТС). Указанный закон отражает эффективность изменений, проведенных в ТС за период конкретной стадии развития, позволяя выявить основные устойчивые факторы, влияющие на ее дальнейшее развитие. При этом важным является выявление целесообразности совершенствования применяемой ТС либо создания принципиально новой ТС.

На основе проведенных исследований проведен анализ состояния эволюции деталей гидравлической части насосов высокого давления. С применением метода "параллельных линий эволюции", основанного на анализе параллельного развития связанных функциональной общностью подобных ТС – клапанов нефтепромысловых и буровых насосов, разработана унифицированная конструкция клапана.

Проведен также анализ состояния эволюции устьевого оборудования скважинных штанговых насосных установок. Определены основные направления и приоритетные задачи, связанные с дальнейшим повышением конкурентоспособности объектов исследований.

Ключевые слова: конкурентоспособность; качество; надежность; технические системы; эволюция; нефтепромысловые насосы; буровые насосы; устьевое оборудование; клапан; устьевой шток; устьевой сальник.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.279 DOI: 10.33285/1999-6934-2020-2(116)-42-47

АНАЛИЗ КАЧЕСТВЕННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК КОЖУХОТРУБЧАТОГО
ИСПАРИТЕЛЯ (РЕБОЙЛЕРА) В ПРОИЗВОДСТВЕННОМ ЦИКЛЕ
СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА (с. 42)

Виталий Анатольевич Ясашин, д-р техн. наук, профессор,

Мария Сергеевна Демиденко, магистрант

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65,

e-mail: yasashin@rambler.ru

Углеводородное сырье и, особенно, природный газ, переработанный в сжиженный природный газ (СПГ), является важнейшей составляющей топливно-экономического комплекса страны. Качеству оборудования, используемого при добыче, транспорте и переработке газа, уделяется первостепенное внимание. В технологическом цикле производства СПГ главную роль играет теплообменное оборудование, среди которого выделяются теплообменные аппараты – ребойлеры. В статье проанализированы качественные характеристики ребойлера, а именно кожухотрубчатого испарителя, приведена его конструктивная схема. Проведенный анализ нормативно-технической документации (стандартов) по показателям качества позволил оформить процедурную последовательность методик гидравлических испытаний на герметичность и оценить качество сварных швов при многообразии методов неразрушающего контроля.

Ключевые слова: кожухотрубчатый испаритель; сжиженный природный газ (СПГ); качество; стандарт; испытания.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.24.05 DOI: 10.33285/1999-6934-2020-2(116)-48-53

ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЧНОСТИ КАЛИБРАТОРА-ЭЖЕКТОРА (с. 48)

Дмитрий Юрьевич Сериков, д-р техн. наук, доцент

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65,

e-mail: serrico@rambler.ru

Константин Антонович Мягков, специалист по вычислительному моделированию, инженер-расчетчик 1-й категории

ООО "Идеал ПЛМ СиАйЭс"

117246, Россия, г. Москва, Научный проезд, 8, стр. 1,

e-mail: myagkov_k@list.ru

Проведено исследование прочности конструкции калибратора-эжектора и оценена его способность эффективно воспринимать эксплуатационные нагрузки. Проведен вычислительный эксперимент методом конечных элементов. Определены напряжения, вызванные действием нагрузок в процессе эксплуатации, запасы прочности по отношению к пределу текучести материала конструкции калибратора-эжектора. Представлены графические материалы, позволяющие сравнить запасы прочности различных конструкций калибратора-эжектора при одинаковых условиях нагружения. Доказаны эффективность внедрения и возможность применения конструкции бурового калибрующего эжекционного агрегата, позволяющего повысить эффективность бурения скважин любой конфигурации, снизить энергоемкость процесса разрушения породы, увеличить проходку и механическую скорость бурового инструмента.

Ключевые слова: буровой калибрующий эжекционный агрегат; калибратор-эжектор; прочность; напряженно-деформированное состояние; запас прочности; бурение нефтяных и газовых скважин; математическое моделирование; Simcenter 3D; Simcenter Nastran.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 621:622.276.5 DOI: 10.33285/1999-6934-2020-2(116)-54-58

ОБЕСПЕЧЕНИЕ ТОЧНОСТИ ЗАМЫКАЮЩЕГО ЗВЕНА ПРИ СБОРКЕ
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МЕТОДА ГРУППОВОЙ ВЗАИМОЗАМЕНЯЕМОСТИ (с. 54)

Владимир Анатольевич Тимирязев, д-р техн. наук, профессор

МГТУ "СТАНКИН"

127994, Россия, г. Москва, ГСП-4, Вадковский пер., 1,

e-mail: timwa38@mail.ru

Михаил Заурбекович Хостикоев, д-р техн. наук, профессор,

Вера Николаевна Агеева, канд. техн. наук, доцент

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65,

e-mail: khostikoevmz@mail.ru, com@gubkin.ru

Виктория Умедовна Мнацаканян, д-р техн. наук, профессор

Горный институт НИТУ "МИСиС"

119049, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 4,

e-mail: kancela@misis.ru

Рассмотрена методика расчета предельных отклонений и групповых допусков при использовании метода групповой взаимозаменяемости на примере повышения точности зазора в соединении гидроцилиндра со штоком. Использование метода групповой взаимозаменяемости (селективной сборки) обеспечивает достижение высокой точности соединения в малозвенных размерных цепях, например, в соединении шток-цилиндр, которое имеет место в штанговых насосах и компрессорах. Сущность метода заключается в том, что требуемая точность зазора в соединении достигается путем включения в размерную цепь составляющих звеньев (деталей), принадлежащих к одной из групп, на которые детали предварительно рассортированы. Применение метода групповой взаимозаменяемости обеспечивает эффективное решение технологических задач повышения точности зазора (или натяга) при сборке изделий нефтегазового машиностроения.

Ключевые слова: групповая взаимозаменяемость; замыкающее звено; размерная цепь; групповой допуск.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 621.646.1 DOI: 10.33285/1999-6934-2020-2(116)-59-62

ДЕКОМПОЗИЦИЯ КАК ОСНОВА БИНАРНЫХ СОПОСТАВЛЕНИЙ
В ЗАРУБЕЖНОЙ И ОТЕЧЕСТВЕННОЙ НОРМАТИВНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ
НА ЗАПОРНО-РЕГУЛИРУЮЩУЮ АРМАТУРУ (с. 59)

Всеволод Яковлевич Кершенбаум, д-р техн. наук, профессор, зав. кафедрой стандартизации, сертификации и управления качеством производства нефтегазового оборудования,

Татьяна Алексеевна Гусева, канд. техн. наук, доцент,

Иван Андреевич Щипаков, аспирант

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65,

e-mail: tkaning@yandex.ru, tguseva14@yandex.ru, schipakovia@mail.ru

В статье рассмотрены ключевые зарубежные и отечественные нормативные документы (НД), предъявляющие требования к безопасности и качеству запорно-регулирующей арматуры. Обоснована необходимость проведения сравнительного анализа требований отечественных и зарубежных документов по стандартизации посредством бинарных сопоставлений различных комплексов документов. В результате исследования выявлена степень гармонизации зарубежных и отечественных НД на трубопроводную арматуру, позволяющая в перспективе провести риск-анализ установленных различий в российских и иностранных стандартах.

Ключевые слова: запорно-регулирующая арматура; трубопроводная арматура; стандарты; документы по стандартизации; сравнительный анализ.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 658.3 DOI: 10.33285/1999-6934-2020-2(116)-63-66

КАФЕДРА ОБОРУДОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОПЕРЕРАБОТКИ:
КАДРОВОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ НЕФТЕГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ОТРАСЛИ ПО ПРОИЗВОДСТВУ
СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА (с. 63)

Виктор Алексеевич Лукьянов¹, канд. техн. наук, заведующий кафедрой оборудования нефтегазопереработки,

Алексей Петрович Завьялов^{1, 2}, канд. техн. наук, доцент кафедры "Оборудование нефтегазопереработки", главный технолог ИТЦ "Оргтехдиагностика" АО "Газпром оргэнергогаз"

¹ РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп. 65, корп. 1,

e-mail: luk@gubkin.ru

² АО "Газпром оргэнергогаз"

115304, Россия, г. Москва, ул. Луганская, 11,

e-mail: zavyalovap@yandex.ru

В статье рассматриваются основные научные и практические достижения кафедры оборудования нефтегазопереработки РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, ее вклад в развитие отечественной нефтегазоперерабатывающей промышленности, современные подходы к подготовке кадров в интересах нефтеперерабатывающих заводов и отрасли по производству сжиженного природного газа.

Ключевые слова: нефтепереработка; сжиженный природный газ; оборудование; эксплуатация; проектирование; ремонт; монтаж; подготовка кадров.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 006.052 DOI: 10.33285/1999-6934-2020-2(116)-67-70

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ
В СФЕРЕ ПРОИЗВОДСТВА СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА (с. 67)

Елена Борисовна Федорова, канд. техн. наук, доцент кафедры оборудования нефтегазопереработки,

Александр Вячеславович Тырсин, аспирант

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65,

e-mail: fedorova.e@gubkin.ru

Рост доли сжиженного природного газа (СПГ) в мировой торговле газом стимулирует развитие индустрии СПГ на территории Российской Федерации. Проектирование и запуск новых производственных комплексов СПГ требуют разработки, внедрения новых и использования уже имеющихся национальных и международных стандартов в области производства СПГ. В статье представлены результаты анализа международных и отечественных стандартов на технологическое оборудование, используемое при производстве СПГ. Выявлено отсутствие отечественных стандартов на отдельные виды оборудования. Отмечено, что нормативно-техническое обеспечение в сфере производства СПГ является приоритетным в плане государственной политики в области производства энергоносителей, энергосбережения и повышения энергетической эффективности и безопасности.

Ключевые слова: сжиженный природный газ (СПГ); производство СПГ; стандартизация; ГОСТ; импортозамещение; локализация оборудования.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 665.61 DOI: 10.33285/1999-6934-2020-2(116)-71-78

ТЕХНОЛОГИИ СНИЖЕНИЯ ВЯЗКОСТИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ (с. 71)

Элиза Багаутдиновна Гафарова, cтарший преподаватель кафедры оборудования нефтегазопереработки,

Дмитрий Владимирович Свиридов, ассистент кафедры оборудования нефтегазопереработки

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65,

e-mail: gafarovaeliza@mail.ru, dvsviridov@rambler.ru

В статье представлен обзор научных работ по обработке высоковязкой нефти и нефтепродуктов с целью изменения их основных физико-химических характеристик для снижения их динамической вязкости. Описаны достоинства и недостатки данных технологий. Рассмотрены виды и свойства вязкой нефти и нефтепродуктов.

Ключевые слова: высоковязкая нефть; технологии снижения вязкости; нефть; ультразвук; кавитация; магнитное поле; динамическая вязкость; электрическое поле.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.691.24 DOI: 10.33285/1999-6934-2020-2(116)-79-83

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛИЗАЦИИ
ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА (с. 79)

Александр Сергеевич Пантелеев, канд.техн. наук, доцент кафедры стандартизации, сертификации и управления качеством производства нефтегазового оборудования,

Дарья Васильевна Кодаш, студент

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65,

e-mail: aleksandr.panteleew@yandex.ru

В статье рассматриваются автоматизация и процедура последующего внедрения интеллектуализации с целью повышения эффективной работы подземных хранилищ газа (ПХГ). Разработана программа для обеспечения автоматизированного процесса управления работы ПХГ. Описана интеллектуализация процесса на этапе очистки газа от механических примесей. Сформирована условная последовательность разработки интеллектуальной системы ПХГ.

Ключевые слова: природный газ; резервирование газа; подземные хранилища газа; автоматизация; интеллектуализация; контроль продуктивных (качественных) характеристик природного газа; очистка газа.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 621.646.986 DOI: 10.33285/1999-6934-2020-2(116)-84-91

ИННОВАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ
ДЛЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ ТРУБОПРОВОДНЫХ УСТРОЙСТВ (с. 84)

Игорь Николаевич Карелин, д-р техн. наук, профессор кафедры стандартизации, сертификации и управления качеством производства нефтегазового оборудования,

Вячеслав Дмитриевич Седых, д-р физ.-мат. наук, профессор кафедры стандартизации, сертификации и управления качеством производства нефтегазового оборудования,

Вера Николаевна Агеева, канд. техн. наук, доцент кафедры стандартизации, сертификации и управления качеством производства нефтегазового оборудования

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65,

e-mail: KARELIN-IN@MAIL.RU

Представлены некоторые результаты инновационной деятельности исследовательской группы "Ресурс" кафедры технологии газонефтяного машиностроения факультета инженерной механики Губкинского университета на основе проведенных научно-исследовательских, опытно-конструкторских и технологических работ. Объектами работ являлись актуальные проблемы надежности нефтегазовых трубопроводных устройств. Кратко изложены полученные и ожидаемые научно-технические преимущества ряда разработок в направлении решения указанных проблем трубопроводных устройств нефтегазовых фонтанных арматур, технологических трубопроводных обвязок оборудования, эксплуатируемых в условиях загрязненных механическими и коррозионно-активными компонентами рабочих сред. Указано наличие утвержденной в отрасли методики оценки экономического эффекта модернизации запорно-регулирующих устройств фонтанной арматуры и ремонта запорной арматуры. На основании эксплуатационных испытаний изготовленных в ряде случаев опытных образцов изделий по патентам на изобретения получены обоснованные рекомендации ПАО "Газпром" к использованию технических решений в проектных и производственных организациях страны. Отмечено отсутствие мотивации отечественных заводов-изготовителей нефтегазового оборудования и активный интерес зарубежных специалистов к освоению и производству российских инновационных разработок.

Ключевые слова: инновация; изобретение; трубопроводное устройство; техническое решение; компьютерное моделирование; конструктивная схема; эксплуатационное испытание; завод-изготовитель; экономический эффект; мотивация.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 620.193+620.197:622.692.4 DOI: 10.33285/1999-6934-2020-2(116)-92-96

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ВЕРОЯТНОСТИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ
РАЗГЕРМЕТИЗАЦИИ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ В ЗАВИСИМОСТИ
ОТ РАЗНЫХ ФАКТОРОВ АГРЕССИВНОСТИ СТОЧНЫХ ВОД (с. 92)

Оксана Юрьевна Елагина, д-р техн. наук, зав. кафедрой трибологии и технологии ремонта нефтегазового оборудования,

Ксения Васильевна Наконечная, аспирант

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65, корп. 1,

e-mail: elagina@mail.ru

В статье рассмотрена возможность реализации требований СП 366.1325800.2017 Промысловые трубопроводы. Оценка технических решений на основе анализа риска на примере исследований развития коррозионных процессов сталей 20А и 09Г2С в промысловых средах разной агрессивности. Выполнен обзор данных по составам проб сточных вод месторождений Западной Сибири, на основе которого были выбраны комбинации и диапазоны факторов для исследования. Подробно представлена методика проводимых исследований. По полученным в ходе исследования данным в зависимости от трех переменных факторов, а именно водородного показателя (рН), солености и температуры, были получены выражения для расчета скорости коррозии, в которых учитываются все перечисленные факторы. Полученные зависимости позволили оценить вклад агрессивных факторов промысловой среды в вероятность разгерметизации промыслового трубопровода. Проанализированные данные по вероятностям отказа показывают, что в большинстве случаев вероятность отказа ниже у стали 09Г2С. Особо стоит отметить, что полученные данные играют важную роль при оценке рисков при проектировании нефтепромысловых трубопроводов.

Ключевые слова: коррозия; факторы коррозии; нефтепромысловые трубопроводы; соленость; скорость коррозии; коррозионно-активные компоненты; пластовые воды; водородный показатель.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 621.791+624.042+624.044+624.046 DOI: 10.33285/1999-6934-2020-2(116)-97-103

ПОДТВЕРЖДЕНИЕ КАЧЕСТВА СВАРНЫХ ТРУБ
ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ПО ПОКАЗАТЕЛЯМ
СОПРОТИВЛЯЕМОСТИ ПРОТЯЖЕННЫМ БЕЗОСТАНОВОЧНЫМ
РАЗРУШЕНИЯМ (с. 97)

Георгий Иванович Макаров, профессор, д-р тех. наук, профессор кафедры сварки и мониторинга нефтегазовых сооружений

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65,

e-mail: svarka@gubkin.ru

В статье представлены научно-практические результаты многолетней работы по оценке сопротивляемости газопроводов, а также трубопроводов, подвергаемых пневматическим испытаниям, протяженным безостановочным разрушениям. Приводятся описание математической модели протяженного разрушения газопровода; результаты расчета требуемых количественных показателей динамической трещиностойкости; методика экспериментального подтверждения соответствия качества полноразмерных сварных труб по показателю раскрытия у вершины трещины. В статье представлен обзор предлагавшихся ранее математических моделей протяженного разрушения газопровода. Дана оценка полноты учитываемых ими факторов и явлений. В качестве основных недостатков указанных моделей отмечается отсутствие влияния факторов упругопластического деформирования металла в области вершины движущейся трещины, а также влияния сил инерции от массы грунта, препятствующей развороту стенок трубы газопровода при протяженном разрушении (для газопроводов подземной прокладки). Дается описание предложенной автором теоретической модели протяженного безостановочного разрушения газопровода, разработанной на основе классических подходов механики разрушения. Приводятся блок-схема и алгоритм аналитического решения соответствующей краевой задачи динамики тонкостенной цилиндрической оболочки. Процессы декомпрессии газа при разрушении газопровода описываются теоретическими решениями соответствующих задач газовой динамики: распространения продольных волн в трубах и радиально-осевого расширения Прандтля – Майера. Упругопластическое деформирование участка трубы газопровода в области вершины стационарно движущейся трещины описывается аналитическим решением краевой задачи динамики тонкостенной цилиндрической оболочки. Решение данной краевой задачи получено аналитически вариационным методом Рэлея – Ритца. Приводится пример расчета газопровода на сопротивляемость протяженному разрушению, а также представлена одна из сводных таблиц нормативных требований по вязкости разрушения металла труб в зависимости от рабочих параметров газопровода при подземной прокладке. Все вычисления расчетных параметров вязкости разрушения выполнялись с помощью специальной разработанной компьютерной программы. Определение фактических значений требуемых механических свойств металла труб, обеспечивающих сопротивляемость протяженным разрушениям, ввиду сложности механизма деформирования стенки трубы при протяженном безостановочном разрушении в принципе невозможно осуществить в лабораторных условиях на каких-либо образцах. Адекватное воспроизведение механизма деформирования стенки трубы в области вершины стационарно движущейся трещины при протяженном разрушении газопровода возможно только на реальной трубе при разрыве ее внутренним давлением жидкости или газа. В статье приводится описание методики проведения натурных испытаний труб на разрыв с целью определения вязкости разрушения. Приведен пример такого испытания и дан анализ перспектив достижения установленных нормативных требований для высокопрочных труб магистральных газопроводов нового поколения.

Ключевые слова: магистральные трубопроводы; сварные трубы; протяженные разрушения; математическая модель; подтверждение качества труб; раскрытие у вершины трещины; натурные испытания.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 628.517.2 DOI: 10.33285/1999-6934-2020-2(116)-104-109

ОБЕСПЕЧЕНИЕ ДИНАМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
ТРУБОПРОВОДОВ ДОЖИМНЫХ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ НА ОСНОВЕ
РЕЗУЛЬТАТОВ РАСШИРЕННЫХ ВИБРООБСЛЕДОВАНИЙ И РАСЧЕТОВ
АКУСТИЧЕСКИХ КОЛЕБАНИЙ (с. 104)

Леонид Исаакович Соколинский^{1, 2}, канд. техн. наук, главный механик ИТЦ "Оргтехдиагностика", профессор кафедры термодинамики и тепловых двигателей,

Алексей Сергеевич Лопатин¹, д-р техн. наук, профессор, зав. кафедрой термодинамики и тепловых двигателей,

Валерий Борисович Пайдак², главный специалист отдела динамики и прочности ИТЦ "Оргтехдиагностика"

¹ РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65,

e-mail: lopatin.a@gubkin.ru

² АО "Газпром оргэнергогаз"

115304, Россия, г. Москва, ул. Луганская, 11,

e-mail: sokolinskiy@oeg.gazprom.ru, pajdak@oeg.gazprom.ru

В статье рассматриваются результаты расширенных виброобследований и расчетов акустических колебаний газа, выполненных для технологических трубопроводов дожимной компрессорной станции (ДКС) предприятия добычи газа ПАО "Газпром". Необходимость проведения работы была вызвана тем, что при эксплуатации ДКС были зарегистрированы повышенные уровни вибрации запорно-регулирующей арматуры (ЗРА) как на трубопроводной обвязке (ТПО) газоперекачивающих агрегатов (ГПА), так и на участках, удаленных от ГПА. По результатам расширенных виброобследований было установлено, что зарегистрированная вибрация являлась следствием пульсаций газа в трубопроводной системе, вызванных возникновением акустических резонансных колебаний в участках ТПО, имеющих безрасходные ответвления. Такими безрасходными ответвлениями в коллекторных системах могут быть, например, участки присоединенных к коллекторам входных/выходных трубопроводных линий ГПА с закрытыми кранами. Эти колебания принято называть "тупиковыми". Особенностью тупиковых колебаний является то, что они могут быть устранены либо изменением режима работы станции, либо изменением конфигурации трубопроводной системы. Изменение режима для обеспечения виброустойчивости ТПО часто невозможно по условиям работы КС. Изменение конфигурации ТПО на действующей КС не может быть выполнено без ее частичной или полной остановки. Поэтому задачи обеспечения динамической устойчивости ТПО должны решаться на стадии разработки проекта. Однако по тем или иным причинам это не выполняется или выполняется на несоответствующем уровне. На стадии проектирования рассматриваемой в статье ТПО ДКС был выполнен ее расчет на динамическую устойчивость.

В статье приведены результаты диагностических виброобследований и рекомендации по реконструкции трубопроводной системы, полученные на основе газодинамических расчетов.

Ключевые слова: трубопровод; трубопроводная обвязка; линия; коллектор; газоперекачивающий агрегат; запорная арматура; виброустойчивость; вибрация; пульсация газа; резонанс; виброскорость; амплитуда; частота.

Заказать статью в электронной библиотеке

ФГАОУ ВО "РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА (НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ) ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА"

Главная страница журнала