Автор: Шаммазов А.М.
Теги: регулирование и управление машинами, процессами кибернетика нефть нефтяная промышленность
ISBN: 5-7831-0244-Х
Год: 1999
Текст
МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ
ФЕДЕРАЦИИ
РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ТЕХНИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
РОССИЙСКИЙ ХИМИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
ИМ. ДИ. МЕНДЕЛЕЕВА
УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
КАЗАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ
Посвящается 85-летию
со дня рождения
академика В. В. Кафарова
МЕТОДЫ КИБЕРНЕТИКИ
ХИМИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
ПРОЦЕССОВ
(KXTH-V-99)
ТЕЗИСЫ ДОКЛАДОВ V МЕЖДУНАРОДНОЙ НАУЧНОЙ КОНФЕРЕНЦИИ
21-22 июня 1999 г.
Том 2
Книга 2
Уфа 1999
УДК 62-50 :[54 + 66 ]
ББК 32.81 : 35я43
М54
Редакционная коллегия:
А.М. Шаммазов (отв. редактор)
Ю.М. Абызгильдин (зам. отв. редактора)
Т.Г. Умергалин
К.Ф. Богатых
Н А. Самойлов (отв. секретарь)
Рецензент
д-р физ -мат. наук, профессор, зав. кафедрой математического моделирования
Башкирского государственного университета С.И. Спивак
Методы кибернетики химико-технологических процессов
М54 (КХТП-У-99 ). Т.2 Кн 2: Сб. тез. докл. науч конф. / Редкол.: Шаммазов
А.М. и др. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999. -245 с.
ISBN 5-783'1-0244-Х
Представлены тезисы докладов Уфимской сессии V Международной
научной конференции «Методы кибернетики химико-технологических
процессов.
Материалы связаны с наиболее важными проблемами моделирова-
ния, оптимизации и надежности химико-технологических процессов, за-
тронуты также смежные вопросы добычи и транспорта нефти и газа
Сборник предназначен для специалистов в области разработки и при-
менения методов математического моделирования, преподавателей, аспи-
рантов и студентов вузов.
УДК 62-50 : [ 54 + 66 ]
ББК 32.81 : 35я43
ISBN 5-7831-0244-Х
77?
Ьиб.-чис /а УГНГУ I
© У фимский государственный нефтяной
технический университет, 1999
© Коллектив авторов, 1999
5
4
УДК 65.012.8:665.63/67
Т.В. Апушкина, Г.И. Евдокимов, Н.М. Захаров
Уфимский государственный нефтяной технический университет
(Салават)
К ВОПРОСУ ПОВЫШЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ
НАДЕЖНОСТИ РЕЗЕРВУАРОВ
Большая часть оборудования нефтеперерабатывающих и нефтехи-
мических производств выполнена из металлических материалов, подвер-
женных коррозии. Оборудование эксплуатируется в различных климатиче-
ских зонах и производственных средах. В связи с этим встает вопрос об
антикоррозионной защите оборудования. Установлено, что из-за некачест-
венной защиты аппаратов, емкостей, резервуаров и трубопроводов еже-
годно в мире теряется около 10 % производимого металла, что составляет
порядка 25...30 % ежегодного производства стали и чугуна, или для неко-
торых развитых стран 3...5 % национального продукта. Косвенные убыт-
ки, т.е. убытки, связанные со снижением качества продукта и сырья вслед-
ствие попадания продуктов коррозии, с выходом из строя техники, потерь
сырья и продуктов в два раза выше [1]. Используя современные методы
защиты, можно снизить ущерб от коррозионного износа на 14 % [2].
Ситуация усугубляется еще и тем, что оборудование подвергается
одновременно двусторонней коррозии: атмосферной с внешней стороны и
действию агрессивной производственной среды - с внутренней стороны.
Это снижает срок его службы на 20...25 % и требует дополнительных за-
трат на ремонт прокорродированной поверхности. Вышеизложенное наи-
более ярко характеризует эксплуатацию крупнотоннажного оборудования,
к которому относятся металлические резервуары. Так, 20% резервуарного
парка ежегодно простаивает на ремонте из-за коррозионного износа. Рас-
ход стали при этом достигает 23,5 % металла на строительство нового ре-
зервуара [2].
За последние годы накоплен большой опыт защиты поверхности ме-
таллических резервуаров: применение коррозионно-стойких сталей, про-
текторная и катодная защита (активная защита), применение ингибиторов
коррозии, изоляция поверхности резервуаров (пассивная защита), комби-
нированный способ (изоляция поверхности с применением протекторной
защиты).
Изолирование поверхности осуществляется нанесением веществ, не
вступающих в химическую реакцию с поверхностью и средой, таких как
лаки, краски, порошки, эмали, резины, которые в готовом виде представ-
ляют собой тонкую пленку, характеризующуюся адгезией к металлической
поверхности. Выбор типа покрытия обусловлен условиями эксплуатации
оборудования и его геометрическими параметрами. Качество наносимых
5
покрытий зависит от состава, толщины пленки, способа и условий нанесе-
ния покрытия, степени подготовки поверхности под окраску и режимов
сушки. Состав, а следовательно, и свойства покрытия определяются про-
центно-массовым содержанием пленкообразующей основы, наполнителей
и пигментов, модифицирующих и других добавок.
В Салаватском филиале УГНТУ проводятся исследования по разра-
ботке антикоррозионных покрытий для защиты внутренней поверхности
резервуаров. Целью исследований является создание таких композиций,
которые отвечают существующим требованиям и имеют низкую себестои-
мость, поэтому в качестве исходных материалов рассматриваются отходы
й продукты производств нефтепереработки и нефтехимии предприятий ре-
гиона.
Список литературы
1. Рейбман А.И. Защитные лакокрасочные покрытия. - Л: Химия,
1982.-320 с.
2. Лыков М.В. Защита от коррозии резервуаров, цистерн, тары и тру-
бопроводов для нефтепродуктов бензостойкими покрытиями. - М: Химия,
1978.-240 с.
УДК 65.012.8:665.63/67
А.Г.Халимов, А.М. Тимербулатова, З.М. Хусаинов
Уфимский государственный нефтяной технический университет
(Салават)
К ВОПРОСУ О ХРУПКОМ РАЗРУШЕНИИ КИПЯЩЕЙ
УГЛЕРОДИСТОЙ СТ АЛИ ОБЫКНОВЕННОГО КАЧЕСТВА
Множество физико-химических процессов, происходящих в аппара-
тах, и широкий диапазон значений эксплуатационных параметров предо-
пределяет разнообразие конструктивных форм аппаратов и применение
для их изготовления различных сталей. Для изготовления сварных конст-
рукций широко применяются углеродистые стали обыкновенного качества
(И-
В зависимости от степени раскисления рассматриваемые стали бы-
вают: спокойные, полуспокойные, кипящие. Последние недостаточно рас-
кисленные (только марганцем), содержат раковины и пузырьки во всем
объеме. В настоящее время имеется значительное количество нефтегазо-
химического оборудования, изготовленных из кипящей стали, работающих
при статических нагрузках при температуре не ниже минус 30°С. При оп-
ределенных эксплуатационных условиях стали имеют склонность к хруп-
ким разрушениям. Хрупкие разрушения, возникающие в процессе эксплуа-
6
тации конструкции под действием приложенных нагрузок, снижают экс-
плуатационную прочность оборудования [ 3 ].
Хрупкое разрушение стальных строительных конструкций является
опасным видом разрушения, часто оно возникает при низком уровне на-
пряжений от действующих нагрузок, быстро распространяется и приводит
во многих случаях к полному разрушению конструкций. В виду значи-
тельного числа факторов, определяющих зарождение и развитие хрупкого
разрушения, оно имеет статистический характер, поэтому основное на-
правление при разработке мероприятий по предупреждению хрупкого раз-
рушения в конструкциях, выполненных из кипящей стали, сводится к то-
му, чтобы снизить вероятность разрушения путем осуществления конст-
руктивных и технологических мероприятий.
Отличительной особенностью хрупкого разрушения является: нали-
чие кристаллического излома, состоящего из отдельных фасеток с метал-
лическим блеском, отсутствие или малая величина (до 1-2%) макроскопи-
ческих пластических деформаций в зоне разрушения, высокие скорости
распространения трещин.
Основные факторы, влияющие на склонность стальных конструкций
к хрупкому разрушению:
- качество стали;
- температура (с понижением температуры склонность стали к хруп-
кому разрушению значительно возрастает);
- концентраторы напряжений;
- геометрические размеры элементов, узлов и конструкций в целом
(хрупкое разрушение из проката менее 6 мм маловероятно; наиболее под-
вержены хрупкому разрушению элементы конструкций из проката толщи-
ной свыше 12 мм);
- характер нагружения (ударные нагрузки обусловливают появление
в конструкциях импульсов напряжений, действующих в течение короткого
времени, недостаточного для протекания процессов пластической релакса-
ции напряжений у концентраторов, что способствует возникновению
хрупкого разрушения);
- уровень напряжений (чем выше уровень растягивающих напряже-
ний, тем больше вероятность возникновения и развития хрупкого разру-
шения);
- технология изготовления и монтажа [ 2 ].
При изучении процессов разрушения для оценки трещиностойкости
стали в настоящее время пришли к созданию определенного научного на-
правления - механики разрушения. Она состоит в следующем: разрушение
стали обусловлено имеющимися в теле трещинами или трещиноподобны-
ми дефектами, развитие которых и определяет весь процесс разрушения.
Способом оценки склонности к хрупкому разрушению являются испыта-
ния серии образцов с V-образным надрезом на ударный изгиб при различ-
ных температурах. Применительно к испытанию сварных соединений V-
7
образный надрез наносится в исследуемой зоне соединения: по оси сварно-
го шва, зонам сплавления или термического влияния. Критерий оценки -
критическая температура перехода от вязкого к хрупкому разрушению
или порог хладноломкости. Положение порога хладноломкости характери-
зует сопротивление хрупкому разрушению. Чем ниже положение порога,
тем более надежен материал, так как охрупчивающие факторы могут еще и
не перевести его в состояние, склонное к хрупкому разрушению. 'Г,ф соот-
ветствует температуре достижения определенной минимальной ударной
вязкости. Чем выше Ткр, тем больше склонность металла к хрупкому раз-
рушению. Ткр служит для сравнительной оценки материалов, отличающих-
ся составом и структурой [ 3 ].
Список литературы
1. Кузмак Е.М. Основы технологии нефтяного аппаратостроения. -
М.: Гостоптехиздат, - 1958.
2. Новиков И.И. Теория термической обработки металлов. - М.: Ме-
таллургия, - 1978.
3. Гуляев А.П. Металловедение. - М.: Металлургия. - 1978.
УДК 65.012.8:665.63/67
М.Г. Баширов
Салаватский филиал Уфимского государственного нефтяного
технического университета (Салават)
ОПЕНКА УРОВНЯ И ХАРАКТЕРА НАКОПЛЕНИЯ
ПОВРЕЖДЕНИЙ В ОБОРУДОВАНИИ НЕФТЕХИМИИ
И НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫМИ МЕТОДАМИ
Особенностью работы оборудования нефтехимии и нефтеперера-
ботки является совместное действие механических напряжений и коррози-
онно-активных рабочих сред, инициирующих возникновение и накопление
повреждений, которые могут со временем привести к его разрушению.
Разрушение представляет собой сложный, многоступенчатый процесс, ко-
торый начинается задолго до появления видимых трещин. Выявление
опасных точек и определение компонент напряженного состояния в зада-
чах механики разрушения в настоящее время в основном осуществляется
методом конечных элементов (МКЭ).
Реальные металлические материалы являются сложным многофаз-
ными поликристаллическими системами, в которых определяющий вклад в
макроскопическую картину деформирования вносят явления, связанные с
8
перестройкой структуры около межзернистых границ и ротациями зерен.
Изменение структуры и накопление повреждений вызывают разрывы не-
прерывности в областях самопроизвольной намагниченности, следствием
чего является образование магнитных зарядов, оказывающих существен-
ное влияние на магнитные и электрические свойства материалов. Для мо-
делирования взаимосвязи электрических и магнитных свойств материала с
распределением структурных деформаций и напряжений, весь исследуе-
мый объем представляется совокупностью идеализированных магнитных
частиц, обладающих одноосной айизотропией. Поведение отдельной час-
тицы подчиняется уравнению, устанавливающему энергетически наиболее
выгодное состояние. Магнитные свойства частиц связаны зависимостями
В=Т1(Н)ц,(Н)Н, М=Т2(Н)ае(Н)Н,
где Т|(Н). Т2(Н) - тензоры, определяющие взаимную ориентацию в
пространстве векторов намагниченности М, индукции В и напряжения Н
магнитного поля; U, иг - магнитные проницаемость и восприимчивость.
Совместное решение энергетических и стохастических уравнений
дает картину распределения осей легкого намагничивания и числовые зна-
чения напряженности магнитного поля анизотропных частиц. Решение
ищется применением комбинированного численного метода расчета элек-
тромагнитных полей, состоящего из МКЭ и интегрального метода. Сопря-
жение подобластей производится на границе, совпадающей с поверхно-
стью изделия.
УДК 62-85:621.313
Н.В. Афанасьев, Б.З. Султанов
ООО «Татнефть» -СНЭРС,
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ ЗАЩИТЫ ЭЛЕКТРОПРИВОДА
ПОРШНЕВЫХ НАСОСОВ ПО ДАВЛЕНИЮ НА ВЫКИДЕ
Давление на выкиде поршневого насоса определяется сопротивлени-
ем в линии нагнетания, определяемым величиной подачи жидкости в за-
данном режиме. В центробежных насосах увеличение сопротивления в на-
гнетательной линии автоматически приводит к снижению подачи насоса.
Такая характеристика необходима в работе технологических операций на
промышленных предприятиях, так как повышение сопротивления в нагне-
тательной линии для поршневых насосов может привести к аварийным си-
туациям.
На практике применяются системы стабилизации давления для авто-
матического управления поддержанием давления на заданном уровне по
9
давлению на приеме насоса путем изменения скорости двигателя насоса.
Такие системы используют косвенные данные для принятия решений.
Система стабилизации давления более адекватно отражает технологиче-
скую ситуацию.
Система стабилизации давления основана на следующем алгоритме
управления. Пульт управления снабжается блоком системы стабилизации.
При подаче сигнала на входе системы управления анализируется его вели-
чина. Если разница между фактической и заданной величинами давления
не превышает заданной предельной величины, то на его выходе появляет-
ся сигнал величиной Uc = U!C. Если разница между фактической и за-
данной величинами давления превышает предельную величину
(Дил = Дипред), начинается отчет выдержки времени. При этом на вы-
ходе блока стабилизации сигнал будет соответствовать максимуму
скорости двигателя насоса и сохраняться до снижения этой разницы
до заданного предельного значения.
Система стабилизации давления на выкиде насоса может быть
использована на установках, требующих высоких технологических
рабочих параметров и ориентированных на стабильную работу при-
вода.
УДК 622.276.53
М .X. Хрейс (аспирант, Иордания ), Б .А. Галимов
С. Ю. Вагапов, Б .3. Султанов
Уфимский государственный нефтяной технический университет
(Уфа)
РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ СТРУЙНЫХ АППАРАТОВ
В НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ И НЕФТЕХИМИЧЕСКИХ
ПРОИЗВОДСТВАХ
В настоящее время струйные аппараты (СА) находят широкое при-
менение как на нефтяных промыслах, так и на заводах нефтехимии и неф-
тепереработки. Это объясняется прежде всего его простотой конструкции
и надежностью в работе, т.к. струйный аппарат не имеет движущихся час-
тей. В нефтепромысловом деле аппарат нашел применение в качестве на-
сосов для добычи нефти, устройств для освоения скважин, в системе сбора
для утилизации промысловых попутных газов. В заводской практике его
применение наиболее целесообразно в качестве как насосов, так и смеси-
телей, струйных компрессоров и т.д.
10
Принцип работы аппарата заключается в преобразовании потенци-
альной энергии рабочего агента, подаваемого к соплу струйного насоса в
кинетическую энергию струи. Струя захватывает в приемной камере среду,
в качестве которой могут выступать жидкость, песок, газ и подает в камеру
смешения. Далее в ней происходит перемешивание и последующее вырав-
нивание профиля скоростей, сопровождающееся повышением давления в
диффузоре, причем давление на выходе из струйного аппарата будет выше
давления в приемной камере.
Несмотря на очевидные преимущества аппаратов, он имеет и опре-
деленные недостатки. Это прежде всего его низкий к.п.д и достаточная
сложность ручных расчетов его рабочей характеристики для конкретных
условий его применения. Это объясняет широкое использование различ-
ных диаграмм и номограмм для подбора аппарата и расчета его технологи-
ческих параметров работы. Однако в связи с широким использованием в
промысловой и заводской практике персональных компьютеров стал воз-
можным машинный расчет его рабочей характеристики и параметров ра-
боты для конкретных условий эксплуатации. На кафедре нефтепромысло-
вой механики проводятся работы по разработке компьютерных программ
по расчету струйных аппаратов для конкретных условий его работы.
При работе струйного аппарата происходит износ внутренней по-
верхности сопла и камеры смешения вследствие высоких скоростей дви-
жения рабочего агента . Исходя из этого, находит применение керамиче-
ских втулок в сопле струйного аппарата, позволяющих повысить износо-
стойкость сопел.
УДК 622.276.53
В.И. Егоров, В.А. Кузнецов, М.В. Кретинин
Уфимский государственный нефтяной технический университет,
Башкирский государственный университет (Уфа)
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОНСТРУКЦИЙ ОПОР
РЕАКТОРОВ УЗК ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ
ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Конструкция опорного узла реактора установки замедленного коксо-
вания (УЗК) является объектом постоянного внимания производственни-
ков, так как при эксплуатации постоянно происходит нарушение её цело-
стности. Это приводит к возникновению нештатных аварийных ситуаций и
понижению уровня безопасности эксплуатации установки. Применение
типовой плавающей опоры для реакторов УЗК не допустимо вследствие
того, что отношение высоты (Н) к диаметру (D) превышает нормируемую
11
ГОСТ величину [1]. Средняя высота реакторов составляет = 30 м, а наибо-
лее часто применяемый диаметр - 5м. Таким образом, отношение H/D > 5.
При этом следует учесть, что верхняя отметка реактора находится на уров-
не 45м и выше.
Не смотря на то, что категорически запрещена эксплуатация верти-
кальных аппаратов и, в частности, реакторов УЗК с незакреплёнными ан-
керными болтами опор, на производстве продолжается подобная практика.
Так, на УЗК 21-10 АО «Ново-Уфимский НПЗ» расстояние между прижим-
ной гайкой и поверхностью опорной лапы превышает 50 мм.
Аналогичное техническое решение по свободной установке реактора
в опоре предлагают Н. Походенко и Ф. Хатмуллина (1983 г.), в котором
для исключения жесткой связи с опорой корпус снабжен кольцевым вы-
ступом, расположенным по периметру его внешней боковой поверхности в
месте соединения с опорой. Самым интересным в этой разработке является
то, что «внутренний диаметр опоры больше внешнего диаметра корпуса на
величину увеличения последнего при максимальном термическом расши-
рении» [2].
Такое довольно экзотическое решение, однако, не определяет тен-
денцию совершенствования данного узла реактора УЗК. Наиболее типич-
ным является попытка использовать пластические свойства металла опоры
таким образом, чтобы без нарушения сварочного шва между корпусом и
опорой компенсировать его термические деформации. Для этого, напри-
мер, Г. Сергеев, М. Крстинин и др. (1981 г.) предлагают опорную обечайку
в плане выполнить гофрированной, а сварочный шов - прерывистым [3]. В
процессе прогрева и расширения реактора угол в вершине гофр опоры не-
сколько увеличивается, компенсируя деформации корпуса, а при охлажде-
нии - уменьшается, приходя в своё проектное положение.
Одним из факторов, сдерживающим процесс совершенствования
опорных устройств реакторов является большая приверженность проекти-
ровщиков к традиционным конструкциям опор вертикальных аппаратов.
Однако следует учесть, что, если для большинства процессов нефтепере-
работки переходный период нагрева - охлаждения аппарата пренебрежи-
тельно мал по сравнению с периодом стабильной его работы на заданном
температурном режиме, то для реакторов УЗК этот переходный период со-
поставим с периодом работы аппарата на режиме [4-7]. Поэтому для по-
вышения надежности работы реактора в целом необходим исключительно
новый подход к решению задачи крепления его к постаменту. Одним из
возможных путей решения этой задачи является применение такой пла-
вающей опоры, чтобы термические деформации корпуса реактора компен-
сировались перемещением лап опоры на катковых элементах, а динамиче-
ские усилия ветрового напора при этом демпфировались каким-либо обра-
зом, например, путём защемления опорных лап на постаменте при помощи
упругих элементов.
12
Применение в конструкции катковой опоры упругих элементов при-
ведёт к снижению скорости механического нагружения элементов опоры.
Это, в свою очередь, приведёт к значительному уменьшению напряжений,
возникающих как в теле анкерных болтов, так и в сварочных швах крепле-
ния опорных лап к корпусу реактора. Это, в свою очередь, позволит повы-
сить уровень безопасной эксплуатации реакторов УЗК.
Список литературы
1 .ГОСТ 14249 - 88. Сосуды и аппараты. Методы расчета на ветровую на-
грузку. - М.: Изд. стандартов, 1988. - 60 с.
2 .А. с. № 997790 (СССР), В 01 J 19/00. Реактор / Н.Т. Походенко, Ф.Г.
Хатмуллина. - Бюлл. изобр. - №7. - 1983.
З .А. с. № 889083 (СССР), В 01 J 3/00. Опора реактора / Г.А. Сергеев, М.В.
Кретинин, А.В. Тихонов, Л.Г. Галиев, ЮС. Серазиев. - Бюлл. изобр. -
№46.- 1981.
4 .Красюков А.Ф. Нефтяной кокс. - М.: Химия, 1966. - 264с.
5 .Бендеров Д.И., Походенко Н.Т., Брондз Б.И. Процесс замедленного кок-
сования в необогреваемых камерах. -М.: Химия, 1976. - 176с.
б .Сюняев. З.И. Нефтяной углерод.-М.: Химия, 1980.-272с.
7 .Кузеев И.Р., Филимонов Е.А., Кретинин М.В., Максименко М.З. Расчет и
конструирование химических аппаратов и машин. Аппараты под действи-
ем циклических нагрузок. - Уфа: Изд. Уфим. нефт. ин-та, 1984. - 37с.
УДК 622.276.53
Н.А. Быковский, А.В. Захаров, Г.И. Рутман
Стерлитамакский филиал Уфимского государственного нефтяного
технического университета (Стерлитамак)
ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ КОЛОННЫ ОЧИСТКИ
СТОЧНЫХ ВОД ОТ АЛКИЛФЕНОЛОВ НА СНХЗ
В производстве ионола на стадии алкилирования фенола изобутиле-
ном образуются сточные воды, содержащие алкилфенолы. Очистка сточ-
ных и ливневых вод от алкилфенолов производится их экстракцией диизо-
пропиловым эфиром (ДИПЭ). Обесфеноленная вода в зависимости от ана-
лизов поступает на отпарку углеводородов или в химзаводскую канализа-
цию. Используемая в качестве экстрактора тарельчатая колонна из-за не-
достаточно развитой поверхности контакта фаз, особенно при большом
объеме ливневых вод, работает в напряженном режиме. В это время воз-
можен проскок загрязнений со сбрасываемой водой.
13
Известно, что при смешении различных компонентов в роторно-
пульсационных аппаратах (РИА) можно добиться значительного увеличе-
ния поверхности раздела фаз, а следовательно, и возрастания скорости
процесса экстракции. Поэтому нами был исследован процесс извлечения
алкилфенолов из сточных вод, образующихся в производстве ионола на
Стерлитамакском нефтехимическом заводе, при смешении сточной воды и
ДИПЭ в роторно-пульсационном смесителе.
Исходная вода с ХПК 32160 мг/л в заданном соотношении смешива-
лась в роторно-пульсационном аппарате с ДИПЭ. После расслоения вод-
ной части и эфира вода анализировалась на ХПК. Поскольку в схеме очи-
стки сточной воды на СНХЗ предусмотрена операция отпарки эфира, то
анализ стока производили как с отпаркой эфира, так и без нее.
Полученные данные показывают, что концентрация органики в стоке
после его обработки зависит от соотношения смешиваемых объемов
ДИПЭ и сточной воды. Так, при соотношении V3c(/VCT = 1:3 ХПК воды
снижается до 11040 мг/л до отпарки эфира и равняется 2870 мг/л после от-
парки эфира. При увеличении отношения V^/V„ до 3:1 ХПК воды умень-
шилось до 5420 мг/л до отпарки эфира и после отпарки эфира стало равно
710 мг/л. Для того, чтобы выяснить влияние роторно-пульсационного сме-
сителя на процесс экстракции, было исследовано извлечение органики из
стока после ручного смешения и выдержки в течение суток. После анализа
воды было установлено, что до отпарки эфира ХПК составляет 17500 мг/л,
а после отпарки - 12060 мг/л.
При испытании промышленного роторно-пульсационного аппарата
он был установлен на линии очистки сточных вод перед экстракционной
колонной. Через аппарат прокачивали сточную воду и половину всего по-
тока ДИПЭ, используемого для очистки. Другую половину ДИПЭ подава-
ли в верхнюю часть колонны. Анализ сточной воды, взятой после роторно-
пульсационного смесителя, показал, что ХПК сточной воды после отпарки
эфира составляет величину 1000... 1500 мг/л. Таким образом, в роторно-
пульсационном смесителе происходит извлечение не менее 90% алкилфе-
нолов, содержащихся в сточной воде.
УДК 622.276.53
С.С. Хайрудинова, И.Г. Ибрагимов
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ВАКУУМСОЗДАЮЩИХ СИСТЕМ
Совершенствование работы вакуумных блоков первичной перера-
ботки нефти имеет своей целью дальнейшее углубление вакуумной пере-
гонки мазутов. Решению этой проблемы способствует модернизация обо-
14
рудования вакуумных блоков - вакуумных печей, колонн и вакуумсоздаю-
щих систем. Полное решение проблемы заключается, по - видимому, в оп-
тимальном сочетании технологических и конструктивных решений, дан-
ных промышленных испытаний. Анализ показателей работы вакуумсоз-
дающих систем на установках АВТ позволил установить, что в настоящее
время повсеместно используются однотипные схемы вакуумсоздающих
систем. Параметры работы, их энергетические и удельные показатели, а
также показатели надежности основного оборудования различны.
На основе проведенных исследований и анализа с целью повышения
надежности рекомендуется следующая принципиальная схема вакуумсоз-
дающей системы. В предлагаемой схеме рекомендуется использование
конденсаторов поверхностного типа и аппаратов воздушного охлаждения,
что позволяет, исключить большие потери нефтепродукта, загрязнение
сточных вод и воздушного бассейна. Потери давления в поверхностных
конденсаторах невелики при их правильном конструкторском исполнении
и эксплуатации. Эксплуатация в вакуумсоздающих системах АВТ аппара-
тов воздушного охлаждения показала, что их работа в большой степени за-
висит от температуры окружающего воздуха. В зимний период наблюда-
ются случаи замерзания конденсата в трубках АВО. К недостаткам аппара-
тов воздушного охлаждения следует отнести их большую энергоемкость,
сильный шум при работе. Учитывая все недостатки, использование АВО в
некоторых районах нежелательно.
В качестве насосов в данной схеме рекомендуются трехступенчатые
эжекторные насосы с промежуточными конденсаторами поверхностного
типа. Применение этих эжекторных насосов позволяет создавать в системе
более высокий вакуум, чем создают двухступенчатые эжекторные насосы.
Предлагается использовать насосы с производительностью не менее
640 кг/ч, так как удельные расходные показатели более мощных насосов
ниже маломощных.
Повышению надежности также способствует оснащение диффузо-
рами усовершенствованной конструкции с использованием коррозионно-
стойких материалов и системой противоаварийной защиты всей вакуу.м-
создающей системы.
Газы разложения после последней ступени эжектора в предлагаемой
схеме направляются на сжигание в печь.
15
УДК 622.276.53
Н.П. Коптев, И.Г. Ибрагимов
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ПРИНЦИПЫ СОЗДАНИЯ И ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ
СИСТЕМ ПРОТИВ©АВАРИЙНОЙ ЗАЩИТЫ
На отечественных нефтеперерабатывающих и нефтехимических за-
водах имеется опыт внедрения систем противоаварийной защиты (СПАЗ),
хотя распространение их, по сравнению с зарубежными заводами, незна-
чительно. Однако в настоящее время нормативно-техническая документа-
ция требует использования СПАЗ на всех взрывопожароопасных объектах
нефтепереработки и нефтехимии (ОПВБ).
Например, типичным представителем является система ПАЗ на ус-
тановке ЭЛОУ- АВТ- 6 Московского НПЗ.
Системы противоаварийной защиты предназначены для обеспечения
безопасной эксплуатации потенциально опасных объектов путем воздейст-
вия на технологический процесс без вмешательства оператора в момент
опасного отклонения от технологического регламента с целью предотвра-
щен™ развития аварийной ситуации. Для химической и нефтехимической
промышленности аппаратное обеспечение СПАЗ можно разделить на две
части:
1 - трубопроводная арматура, приводы и принадлежности к ней;
2 -электронное оборудование, работающее под управлением программно-
информационного обеспечения СПАЗ.
В настоящее время вопрос аппаратного оформления СПАЗ решается
путем использования специально разработанных с учетом особенностей
СПАЗ аппаратных средств. К этим особенностям относятся:
- повышенная надежность электронных и электрических схем и уст-
ройств;
- повышенная надежность трубопроводной арматуры при длитель-
ном нахождении в одном положении.
Обеспечение повышенной надежности трубопроводной арматуры,
находящейся в эксплуатации длительное время, определяется необходи-
мостью точного срабатывания трубопроводной арматуры при возникнове-
нии тех или иных отклонений технологического процесса. Следует отме-
тить, что трубопроводная арматура, разработанная для систем управления,
часто не обеспечивает точного срабатывания. Поэтому трубопроводная
арматура должна разрабатываться с учетом особенностей СПАЗ.
Электронное оборудование для повышения надежности работы, а
также для обеспечения возможности проведения ремонтных работ без от-
ключения СПАЗ изготавливается в дублированном исполнении.
16
УДК 622.276.53
В.Н. Зенцов, А.М. Кузнецов,
М.В. Кузнецов, Элвин Д. Рахманкулов
Уфимский государственный нефтяной технический университет,
Научно-исследовательский институт малотоннажных химических
продуктов и реактивов (Уфа)
ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ
ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
ЗА СЧЕТ КАТОДНОЙ ЗАЩИТЫ
С ГЛУБИННЫМИ АНОДНЫМИ ЗАЗЕМЛИТЕЛЯМИ
При эксплуатации системы катодной защиты подземных трубопрово-
дов с глубинными анодными заземлителями (ГАЗ) возникает проблема за-
мены их после окончания срока использования. Этот процесс сложен, а за-
траты сопоставимы с установкой нового заземлителя. Стремление макси-
мально использовать скважину привело к тому, что для материала зазем-
лителя используются благородные, малорастворимые металлы, в результа-
те чего срок службы их возрастает. Однако стоимость строительства таких
ГАЗ значительно выше, чем заземлителей из черных металлов. В послед-
ние годы интенсивно ведутся поиски ГАЗ заменяемой конструкции. При
этом особое значение приобретает выбор материала для обсадной колонны
скважины.
Известны конструкции ГАЗ, в которых обсадная труба выполнена из
перфорированных пластмассовых труб, внутрь которых опускается сталь-
ной заземлитель различных форм до установившегося уровня грунтовых
вод. Опыт эксплуатации таких конструкций показал, что они быстро раз-
рушаются и их часто приходится менять. УГНТУ совместно с институтом
Башкиргражданпроект была изготовлена заменяемая конструкция ГАЗ со
скользящими элементами. Заземлитель состоит из трех секций длиной по
6 м. Первая секция представляет собой стальной стержень, в основание ко-
торого запрессовывается стальной круг диаметром 170 мм. На стержень
нанизываются стальные диски из прессованных стальных отходов, кото-
рые по мере срабатывания скользят вниз. Вторая и третья секции соединя-
ются с первой методом наращивания. Испытания изготовленной конструк-
ции показали, что стержень, по которому перемещаются диски, быстро
разрушается. Нами предложено к линейному стальному стержню прива-
ривать дополнительные конструкции шарообразных форм либо в виде ци-
линдрических стержней или плоских пластин, которые затем покрываются
коксопековой оболочкой и устанавливаются в скважине. Испытания таких
конструкций показали, что их долговечность превышает долговечность
ныне применяемых стальных конструкций в 8-10 раз.
17
УДК 622.276.53
О.В. Шингаркина, В.В. Кравцов, И.Р. Кузеев
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ПОВЫШЕНИЕ РЕСУРСА РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ
ПРИМЕНЕНИЕМ ПОЛИМЕРНЫХ КОМПОЗИЦИЙ ДЛЯ РЕМОНТА
ДЕФЕКТОВ СТЕКЛОЭМАЛЕВЫХ ПОКРЫТИЙ
Цель работы - исследование химических, физико-механических и
технологических свойств полимерных материалов и применение их при
ремонте дефектов стеклоэмалевых покрытий химического оборудования.
Как показал опыт эксплуатации и анализ причин выхода из строя
стеклоэмалированных аппаратов, их успешное применение определяется
совокупностью свойств: химической стойкостью ремонтных композиций,
сохранностью в процессе эксплуатации прочности сцепления с основой
(сталью, стеклоэмалью), способностью сопротивляться истирающему воз-
действию эрозионно-активных сред.
Предложены варианты ремонта, проведены лабораторные и про-
мышленные испытания, для изучения был использован широкий спектр
рабочих сред химических предприятий РБ.
Определяли химическую стойкость (поГОСТ 12020-72), прочность
сцепления с субстратами (методом вытягивания цилиндра на разрывной
машине РМИ-200), твердость защитных композиций (по ГОСТ 9012-59).
Для оценки сохранности сцепления с учетом возникающих в по-
крытии напряжений проводили проверочные расчеты, в основу которых
было положено утверждение, что касательные напряжения, возникающие в
материале покрытия за счет перепада температур, не должны превосхо-
дить прочности сцепления покрытия с подложкой:
о, < А,
а,- напряжение, возникающее в материале покрытия за счет перепада
температур, МПа ;
А - прочность сцепления ремонтной композиции на сдвиг, МПа.
Так как ремонтная композиция образует сцепление как со стальной,
так и стеклоэмалевой поверхностями, в расчетах брали наименьшие значе-
ния прочности сцепления композиции с одним из субстратов, в на-
шем случае - со стеклоэмалью.
сгг = Ej(aT -ао)-ДГ
Е,- модуль упругости затвердевшей ремонтной композиции, МПа;
a-j- коэффициент линейного температурного расширения композиции;
а0- коэффициент линейного расширения стали, аа= 11,6 ИО'6 ;
Ий. й
Библистока У ГН ГУ 1
18
АТ- перепад температур,0 С, АТ = Т3 - Тм ;
Т, - температура эксплуатации, °C;
7„ - температура монтажа (20°С).
Результаты расчетов сведены в таблицу. Видно, что более высокая
сохранность сцепления как со сталью, так и со стеклом наблюдается у
композиций ФЭС и ФЭА.
Результаты проверочного расчета ремонтных композиций на скалывание
Шифр композиции ау-Ю6 <гТ, МПа А, МПа
кислая среда щелоч- ная среда сталь стекло
эк 42,0 13,51 17,65 4,2 о?
ЭА 44,0 14.82 19,25 4,4 2,3
АЗ 22,0 1,70 2.20 3,4 1,7
ФЭС 16 2 0,85 1,10 4,4 2,7
ФЭА 17,5 1,15 1,52 4,2 2,6
ЭФ 28,2 5,80 8,10 3,8 1,9
ПЭ 36 9.35 12,25 3,5 2,1
Обозначения: ЭК - эпоксидная, ЭА - эпоксидная (с андезитом) , АЗ - феио-
ло-формальдегидная, ФЭС - феноло-эпоксидная (с модификатором СФГ-
1). ФЭА - феноло-эпоксидная (с арзамитом), ЭФ - эпоксидно-фурановая,
ПЭ - полиэфирная
На основании проведенных исследований и расчетов определены
полимерные композиции для ремонта стеклоэмалевых покрытий, обла-
дающие благоприятным сочетанием эксплуатационных и технологических
свойств.
Проведены длительные производственные испытания способов ре-
монта, которые позволили установить следующее:
1. Сроки защитного действия химически стойких композиций, неза-
висимо от химической основы и технологии нанесения, составляют не бо-
лее 2-3 месяцев. Применение специальных методов “армирования” ре-
монтных мастик и замазок может дать увеличение межремонтного пробега
до 1 года и более.
2. Для ремонта локальных дефектов в стеклоэмалевых покрытиях
возможно использование ввертных устройств и накладных элементов,
дальнейшее усовершенствование их конструкций. Помимо методов, пре-
дусмотренных ОСТ 26-01-166-84 “Покрытия стеклоэмалевые и стеклокри-
сталлические. Методы исправления”, разработаны технические решения
19
по исправлению дефектов с использованием деталей из материалов с по-
вышенной химической стойкостью.
3. Для ремонта перемешивающих устройств предложено использо-
вание покрытий на основе хлоропренового, этиленпропиленового каучу-
ков, хлорсульфированного полиэтилена и фторопласта-4.
УДК 622.276.53
А.К. Гайдукевич, Н.А. Ахмадеев, Р.Г. Шаяхметов
У фимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ НЕФТЕЗАВОДСКОГО
ОБОРУДОВАНИЯ МЕТОДОМ АКУСТИКО-ЭМИССИОННОГО
(АЭ) КОНТРОЛЯ
Современный уровень научно-технического прогресса позволяет соз-
давать машины и конструкции, которые обладают высокой надежностью.
Основой для этого служит комплекс мер, применяемых на стадии проекти-
рования, монтажа и эксплуатации оборудования.
В процессе эксплуатации надежность нефтезаводского оборудования
обеспечивается, как правило, системой технического обслуживания и ре-
монта, рдрИ проведении которых в основном используется ряд документов,
такие как ИТН-93, ПБ-10-115-97, ОСТ 26-291-94, ГОСТ 27.002-89.
• Одним из важных этапов технического обслуживания является ди-
агностика технического состояния нефтезаводского оборудования метода-
ми неразрушающего контроля, среди которых все более широкое приме-
нение в последнее время находит метод акустико-эмиссионного (АЭ) кон-
троля, который, по сравнению с другими методами неразрушающего кон-
троля, позволяет с большей вероятностью определить развивающиеся де-
фекты типа трещин
Целью АЭ контроля является обнаружение, определение координат и
слежение за источниками акустической эмиссии, связанными с несплошно-
стями на поверхности или в объеме стенки сосуда, сварного соединения и
изготовленных частей и компонентов.
В соответствии с РД-03-131-97 г к объектам АЭ контроля относят:
емкостное, колонное, реакторное, теплообменное оборудование химиче-
ских. нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств, сосуды,
котлы, аппараты, технологические трубопроводы пара и горячей воды и
другое оборудование.
Метод акустической эмиссии может быть использован для контроля
объектов при их изготовлении - в процессе приемочных испытаний, при
периодических технических освидетельствованиях и для непрерывного
20
контроля в процессе эксплуатации. Однако чаще всего АЭ-контроль ис-
пользуется совместно с другими методами неразрушающего контроля, а
именно с ультразвуковой толшинометрией и визуальным измерительным
контролем, при прогнозировании индивидуального остаточного ресурса
нефтезаводского оборудования.
Кроме выше перечисленных метод АЭ-контроля в сответствии с ПБ-
10-115-97 г применяют при пневматическом испытании объекта в качест-
ве сопровождающего метода, повышающего безопасность проведения ис-
пытаний. В этом случае целью применения АЭ контроля служит обеспече-
ние предупреждения возможности катастрофического разрушения.
Анализ работ по техническому диагностированию только по двум за-
водам АО “Уфаоргсинтез” и ОАО “Уфанефтехим” показал, что за послед-
ние пять лет проведение от общего объема работ с использованием АЭ-
контроля достиг 30 %, а в 1999 году ожидается дальнейшее увеличение
объема работ с использованием АЭ-контроля.
В завершении хотелось бы обратить внимание, что для успешного
проведения АЭ-контроля необходимо наличие приборов, соответствующих
РД-03-131 -97 г.,и высококвалифицированных специалистов.
В настоящий момент в России имеется большое количество органи-
заций, занимающихся проведением АЭ-контроля и имеющих недостаточ-
ный опыт работы и приборы, не приведенные^соответсйие с РД-03-131-97
г., а это в будущем может привести к крупным авариям.
УДК 622.276.53
Р.Б. Тукаева, М.В. Дулясова, Ф.Ш. Хафизов, О.Б. Авдеева, И.В. Хоменко
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ВОЗРАСТНОЙ СОСТАВ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА
Из теории надежности известно, что элементы химико-
технологических систем (ХТС) проходят три этапа эксплуатации, интен-
сивность отказов в которых подчиняется различным закономерностям. В
третий период - период старения и усиленного износа - интенсивность от-
казов возрастает и желательно оборудование не эксплуатировать, а заме-
нить новым, причем до наступления этого периода (рисунок).
Априори известно, что машины и оборудование нефтеперерабаты-
вающих заводов (НПЗ) эксплуатируются уже значительный промежуток
времени, но точных данных о том, на какой стадии эксплуатации находит-
ся основное оборудование НПЗ, какова степень его износа и как это отра-
21
жается на надежности машин и оборудования, не существует. В связи с
этим была поставлена задача проанализировать возрастную структуру
оборудования и определить его средний возраст. Для этого все оборудова-
ние двух НПЗ (НПЗ №1 и НПЗ №2) было систематизировано по годам вво-
да его в эксплуатацию и далее был рассчитан средний возраст основного
оборудования - насосов, печей, колонн и теплообменного оборудования
(ТОА). Результаты приведены в табл. 1.
Интенсивность отказов химико-технологических и их
элементов в различные периоды эксплуатации
Таблица 1
Средний возраст основного оборудования
Наименова- ние обо- рудования, завод Всего на ко- нец года, % В том числе в возрасте Средний возраст, лет
ДО 5 лет 6-10 лет • 11- 20 лет 21- 30 лет 31- 40 лет >40 лет
Насосы НПЗ№1 100 22,8 15,1 23,5 18,2 6,4 14,0 18,0
НПЗ №2 100 21,6 18,9 22,6 14,7 15,8 6,4 23,7
ТОА НПЗ№1 100 8,7' 13,0 20,4 21,5 21,0 15,4 23,3
НПЗ №2 100 12,1 5,7 21,4 5,0 27,8 28,0 22,8
Колонны НПЗ№1 100 5,5 8,8 9,7 17,9 25,2 32,9 24,5
НПЗ №2 100 - 13,6 - - 45,5 40,9 28,7 .
Как показывает табл. 1, на начало 1997 года средний возраст обору-
дования НПЗ превышает 20 лет.
На заводе продолжает эксплуатироваться оборудование, установлен-
ное еще в 50-х годах, прослужившее 30-40 и более лет.
Представляло интерес сравнить средний возраст машин и аппаратов
НПЗ с возрастными характеристиками оборудования в целом по России;
22
результаты анализа возрастных характеристик производственного обору-
дования промышленности в целом по России, произведенного по данным
на 01.01.97, приведены в табл. 2.
Таблица 2
Возрастная структура оборудования (по России)
Всего на конец го- да, % В том числе в возрасте Средний возраст, лет
до 5 лет 6-10 лет 11 -20 лет >20 лет
100 10,0 29,8 37,0 24,2 14,25
Как видно из таблицы, на начало 1997 года средний возраст обору-
дования в целом по России составил 14,25 лет (для сравнения тот же пока-
затель по НПЗ составляет более 20 лет, как показано в табл. 1). Норматив-
ное же значение этого показателя менее 7 лет [1].
Таким образом, на НПЗ сложилась чрезвычайно сложная ситуация,
когда большая часть оборудования в два и более раз отслужила норматив-
ные сроки службы, но продолжает эксплуатироваться. В связи с этим воз-
никает вопрос, каков износ данного оборудования и насколько опасно
продолжение его эксплуатации. Для этого были проведены исследования
по изучению степени износа и причин, из-за которых оборудование про-
должает функционировать в соответствии с техническими требованиями.
Список литературы
1. Кафаров В.В., Мешалкин В.П. Обеспечение и методы оптимиза-
ции надежности химических и нефтеперерабатывающих производств,- М/.
Химия, 1987.- 187 с.
УДК 622.276.53
Н.Г. Евдокимова, Р.Р. Газиев, Л.З. Чипчикова, В.В. Лобанов
Салаватский филиал Уфимского государственного нефтяного
технического университета (Салават)
ИЗОЛЯЦИЯ КАК ФАКТОР НАДЕЖНОЙ И БЕЗОПАСНОЙ
ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ КОНСТРУКЦИЙ
Проблема защиты от коррозии наружных поверхностей надземных и
подземных металлических сооружений, трубопроводов, резервуаров и т.п.
в настоящее время остается актуальной. Наиболее распространенным и
дешевым материалом для обеспечения надежного изоляционного покры-
23
тия металлических поверхностей от коррозионного воздействия окружаю-
щей среды являются нефтяные битумы.
Качество битумов будет оказывать непосредственное влияние на
срок эксплуатации металлических поверхностей. Изоляционные битумы
могут быть применены далеко не в широком интервале температур (до
90°С). Их получают окислением гудрона нефти кислородом воздуха или
компаундированием окисленного и остаточного битума с различными до-
бавками и наполнителями. Основными требованиями, которые предъявля-
ются в настоящее время к изоляционным битумам, являются высокая тем-
пература размягчения, хорошие адгезионные свойства, достаточная пла-
стичность и теплостойкость.
В работе решалась проблема получения высокоплавких изоляцион-
ных битумов методом компаундирования. В качестве исходных материа-
лов для исследований были выбраны: битум строительный окисленный с
температурой размягчения 81 °C; полимерные добавки - низкомолекуляр-
ный полиэтилен (НМПЭ), окисленный низкомолекулярный полиэтилен
(ОНМПЭ), дифенилнафталиновая фракция (ДФНФ), нефтеполимерная
смола НПС), полученная термической полимеризацией с инициированием
из тяжелой смолы пиролиза в лабораторных условиях. Для приготовления
образцов битумов были использованы различные концентрации добавок
(5... 10% масс.) и различные соотношения комбинированных добавок
НМПЭ: ДФНФ и НМПЭ: НПС (1:1, 1:2, 2:1). Данные композиции комби-
нированных добавок были выбраны исходя из их влияния на дисперсную
структуру битума, т.к. один компонент является пластификатором струк-
туры битума, а другой - структурирующим агентом, способным образо-
вать дополнительную дисперсную фазу в системе битума.
Основными критериями выбора состава изоляционного материала
для покрытий металлических поверхностей являлись: температура размяг-
чения (110...160|>С), глубина проникания иглы (пенетрация) при 25°С (не
ниже 4 0,1 мм), адгезия к металлической поверхности (не менее 50 Н/см),
теплостойкость при 120°С не более 20% масс. Все полученные образцы
были исследованы по основным физико-химическим и эксплуатационным
характеристикам по ГОСТ 9.602-89. Результаты анализов показали, что
наилучшим изоляционным материалом для покрытия металлических по-
верхностей:
- работающих до температуры 11О...12О°С, является композиция би-
тума с комбинированной добавкой, содержащей НМПЭ и НПС в соотно-
шении 1:2;
- работающих до температуры 14О...16О°С, является композиция би-
тума с комбинированной добавкой, содержащей НМПЭ и ДФНФ в соот-
ношении 1:1.
Выбранные изоляционные композиции отличаются высокими значе-
ниями адгезии (160...300 Н/см), хорошими пластичными свойствами, ха-
рактеризующимися пенетрацией при 25°С (6...9)0,1 мм. Таким образом,
24
создавая качественные изоляционные покрытия, можно достичь увеличе-
ния срока службы, надежности, безопасности работы и экологичности ме-
таллических конструкций и оборудования, резервуаров, трубопроводов для
транспортировки нефтепродуктов и теплотрасс.
УДК 622.276.53
Р.Р. Газиев
Салаватский филиал Уфимского государственного нефтяного
технического университета (Салават)
О ПРОГНОЗИРОВАНИИ РЕСУРСА ОСТАТОЧНОЙ
РАБОТОСПОСОБНОСТИ МНОГОСЛОЙНЫХ ОБОЛОЧКОВЫХ
КОНСТРУКЦИЙ
На предприятиях нефтеперерабатывающей и нефтехимической от-
раслей промышленности находят применение разнообразные виды обору-
дования и аппаратов оболочкового типа. Для обеспечения особых эксплуа-
тационных условий и технологических параметров стенки корпусов боль-
шинства таких оболочковых конструкций имеют многослойное матери-
альное оформление (биметаллическое, футерованное, с различной изоля-
цией и др.).
Действующий спектр внешних термомеханических воздействий на
оборудование, а также наличие композиционности материалов, разнооб-
разных по структуре, строению и свойствам, обусловливает достаточно
высокую сложность напряженно-деформированного состояния элементов
и частей современного многослойного оборудования. В связи с этим суще-
ственно осложняется вопрос об установлении обоснованного ресурса оста-
точной работоспособности и продлении срока дальнейшей эксплуатации
таких конструкций.
Существующие в настоящее время методы оценки и средства диаг-
ностики технического состояния не обеспечивают достаточную и объек-
тивную информацию о фактической поврежденное™ элементов оборудо-
вания и аппаратуры. Кроме этого, применяемые методы прогнозирования
работоспособности многослойных конструкций недостаточно совершенны,
требуют большого объема не всегда оправданной информации и являются
весьма трудоемкими и дорогими.
В связи с этим нами разрабатываются методы оценки остаточного
ресурса оборудования многослойного конструктивного оформления, по-
зволяющие при меньших материальных затратах на техническое обследо-
вание гарантировать безопасную их эксплуатацию. Предлагаемые методы,
с одной стороны, основываются на современных достижениях механики
25
композиционных материалов, механики упруго-пластического и цикличе-
ского нагружения, механики трещин, а с другой, - на достаточно обшир-
ном экспериментально материале по исследованию напряженно-
деформированного состояния, прочности и долговечности, особенностей
накопления повреждений и старения материалов при различных условиях
работы оборудования нефтепереработки и нефтехимии. Кроме этого, раз-
рабатываются практические рекомендации, позволяющие как на стадии
проектирования, так и на стадии изготовления и эксплуатации повысить
надежность многослойных оболочковых конструкций.
УДК 622.276.53
О.И. Ткаченко, М.М. Закирничная
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ОБРАЗОВАНИЕ ФУЛЛЕРЕНОВ
В ПРОЦЕССАХ ДИФФУЗИОННОГО НАСЫЩЕНИЯ
УГЛЕРОДОМ ПОВЕРХНОСТИ МЕТАЛЛА
Диффузия углерода в металл как один из видов химико-термической
обработки широко применяется для повышения надежности деталей ма-
шин и механизмов. Например, в результате цементации происходит значи-
тельное повышение прочности, твердости и износостойкости поверхност-
ного слоя деталей. Однако к настоящему времени нет четко сформулиро-
ванной теории о причинах подобного воздействия углерода на поверхность
металла.
Предшествующими исследованиями было доказано, что углерод в
структуре углеродистых сплавов на основе железа может находиться в ви-
де фуллеренов. Фуллерены представляют собой замкнутые сферические
или сфероидальные молекулы углерода, обладающие в конденсированном
состоянии высокой твердостью, близкой к твердости алмаза. Поэтому
можно предположить, что высокая прочность, твердость и износостой-
кость поверхностного слоя металла в результате цементации вызваны по-
вышенным содержанием фуллеренов в его структуре.
Для подтверждения этой гипотезы были получены образцы из угле-
родистых качественных сталей марок 10, 15, 20 с размерами 120x50x50мм,
предназначенные для проведения газовой цементации. Процесс цемента-
ции осуществлялся в карбюризаторе, представляющем собой многокомпо-
нентную систему, состоящую из Nj-CO^-CO-Hz-HjO-CHj. Образцы выдер-
живались разное время для получения цементованного слоя толщиной 1,
1,5, 2 мм при температуре 950 °C и медленно охлаждались. Микрострук-
турный анализ показал наличие трех зон в структуре цементованного слоя:
26
заэфтектоидную, состоящую из перлита и вторичного аустенита; эвтекто-
идную, состоящую из одного пластинчатого перлита, и доэфтектоидную -
из перлита и феррита. С целью определения глубины цементированного
слоя проводился замер микротвердости по сечению образца.
В соответствии с микроструктурным анализом для всех образцов с
поверхности последовательно по глубине металла была снята стружка для
приготовления проб. Пробы исследовались ИК-спектральным анализом и
было получено распределение количества фуллеренов по толщине образца.
Результат анализа этих зависимостей позволяет сделать вывод о распреде-
лении фуллеренов: максимальное их количество наблюдается на поверх-
ности образца с постепенным уменьшением к сердцевине.
УДК 622.276.53
Ф.М. Мугаллимов
У фимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
НОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ОБСЛЕДОВАНИЯ ПОДВОДНОГО
ПЕРЕХОДА ТРУБОПРОВОДОВ С ПОМОЩЬЮ АВТОНОМНЫХ
И ПРОТЯГИВАЕМЫХ НА КАРОТАЖНОМ КАБЕЛЕ
ДИАГНОСТИЧЕСКИХ ПРИБОРОВ
В 1996-97 гг. Центром диагностики трубопроводных систем УГНТУ
и научно-производственной фирмой "Геофизика" по новой технологии бы-
ла обследована резервная нитка подводного перехода (ПП) нефтепровода
"Вятка-Ашит" через р. Кама в НГДУ "Арланнефть" АНК "Башнефть".
Диаметр нефтепровода - 325 мм, длина перехода - 3800 м, перекачиваемый
продукт - нефть.
Работы по обследованию НИ проводились с помощью следующих
приборов и оборудования: очистного калибра "ОКП-ЗОО", совмещенного с
передатчиком прибора "Поиск"; диагностического прибора "Реуд-300";
приборов "Поиск", "Сенсор", магнитометрического инклинометра ИМММ
73-120/60, гамма-цементомера ЦМ (8-12), ультразвукового микрокаверно-
мера-дефектоскопа САТ-4, стационарных и переносных радиостанций.
Приборы "ОКП-ЗОО", "Реуд-300", "Поиск" и "Сенсор" разработаны и изго-
товлены ЦДТС УГНТУ, а приборы ИМММ 73-120/60, ЦМ (8-12) и САТ-4 -
НПФ "Геофизика". Новым в обследовании перехода явилось использова-
ние геофизических скважинных приборов.
В результате обследования 1111 в 1094,4 метрах от задвижки камеры
запуска выявлен выступающий внутрь дефект - вантуз в верхней части
трубы (был вварен при опрессовке), находящийся на береговой части неф-
тепровода. Высота дефекта составляет 45...60 мм (85% Он), ширина -
27
60—65 мм. Выявлен также косой стык, радиус поворота которого менее
20н. Среднее расхождение по глубине между проектной и измеренной тра-
екторией составляет 0,42 м. Толщина грунта над нефтепроводом равна
1,2...7,5 м, плотность грунта за трубой в подводной части составляет
2,1. .2,3 кг/см3, за исключением коротких интервалов. Толщина стенки
трубы составляет 8...8,5 мм. Существенных механических и коррозионных
нарушений внутренней поверхности трубы не обнаружено.
Анализ полученной информации позволяет сделать следующие вы-
воды: подводная часть нефтепровода пригодна для ремонта по технологии
"труба в трубе”; пойменная часть до устранения вантуза для подобного ре-
монта не пригодна.
УДК 622.276.53
Д.В. Буренин
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПОЛНОЙ ВЕРОЯТНОСТИ ПРИ РАСЧЕТЕ
РИСКА АВАРИИ СТАЛЬНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
Проведенный анализ структуры жизненного цикла РВС, научно-
технической литературы, нормативной документации и технологии прове-
дения обследований технического состояния (ОТС) стальных вертикаль-
ных резервуаров показывает, что:
• информационной основой для принятия технических решений при экс-
плуатации РВС являются результаты обследования его технического
состояния;
• действующая нормативная база предусматривают устранение всех об-
наруженных в процессе обследования локальных дефектов;
• современные методы дефектоскопии не позволяют достоверно (с вероят-
ность более 0,95) обнаруживать трещины и трещиноподобные дефекты
малых разметов (менее 10 мм) при обследовании резервуаров.
Таким образом, целесообразно предположить, что к моменту начала экс-
плуатации стенка каждого конструктивного элемента имела определенную
толщину (большую, чем ее предельно допустимое значение), все обнару-
женные локальные дефекты устранены, на конструктивных элементах РВС
остались необнаруженные трещины малых размеров.
Из вышесказанного следует, что если к моменту времени t 6 (О; Т),
происходит отказ, то возможны следующие события:
• G, - произойдет отказ по причине коррозионного износа;
• G2 - произойдет отказ, связанный с зарождением макротрещины (с
возможной разгерметизацией конструкции);
28
• G3 - произойдет отказ, связанный с развитием необнаруженной усталостной
трещины до критических размеров (разрушение конструкции);
• G4 - отказ происходит по причине, не связанной со старением (например,
по вине обслуживающего персонала).
С достаточной для практики точностью можно считать, что эти события
являются независимыми, т.е. они образуют полную группу событий. Тогда
можно ввести следующие обозначения вероятностей событий к моменту
времени t -.
• Pt(G,) - вероятность того, что причиной отказа станет коррозионный
износ;
• Pt(G2) - вероятность того, что причиной отказа станет зарождение
макротрещины;
• Pt(G3) - вероятность того, что причиной отказа станет развитие
необнаруженной трещины до критического размера;
. Pt(G4) - вероятность того, что отказ происходит по причине, не связанной
со старением.
Пусть событие At - отказ резервуара к моменту времени t.
• Pt(A/G,) - вероятность отказа при условии, что причиной отказа
является коррозионный износ;
. P((A/G2) - вероятность отказа при условии, что причиной отказа
станет зарождение макротрещины;
• Р((A/G3) - вероятность отказа при условии, что причиной отказа станет
развитие необнаруженной трещины до критического размера;
. Pt(A/G4)- вероятность отказа по другим причинам ( при отсутствии
необходимой информации можно эту' вероятность принять равной нулю).
Тогда вероятность отказа в момент t можно определить по формуле
Pt(A) = tPt(Gj)Pt(A/GJ).
i=i
Поскольку современная вычислительная техника позволяет накапли-
вать информацию об опыте эксплуатации РВС, вероятности Pt(G,) можно
будет уточнять по мере накопления информации, используя классический
Байесовский подход.
Вероятности Pt(A/Gj) представляют собой стохастическую оценку
риска аварии при том или ином виде износа. Они могут быть определены
методом Монте-Карло (т.е. при помощи имитационных методов).
Предлагаемая концепция оценки риска аварий технических систем
реализована в виде "Комплекса оценки остаточного ресурса стальных вер-
тикальных резервуаров”. Этот комплекс включает в себя (как составные
части) ряд подсистем: база данных, подсистема первичной обработки и
29
анализа качества данных и знаний, подсистема анализа и принятия реше-
ний, подсистема имитационного моделирования и подсистема адаптации.
Объединение в одном расчетном комплексе информации о всех эксплуати-
руемых РВС и всех знаний (на текущий момент), связанных с проектиро-
ванием, изготовлением, монтажом и эксплуатацией РВС, позволяют не
только эффективно использовать Байесовский подход (в том числе для оп-
ределения вероятностей P^GJ) и определять риски аварий, связанных с
тем или иным процессом старения Pt(ZK/Gj), но и корректировать эти ве-
роятности в соответствии с новой информацией и новыми знаниями.
УДК 622.276.53
Ю.Н. Эйдемиллер, Д.Е. Бугай, А.Б. Лаптев, Д.Л. Рахманкулов
Научно-исследовательский институт малотоннажных
химических продуктов и реактивов (Уфа)
ПОВЫШЕНИЕ КОРРОЗИОННО-МЕХАНИЧЕСКОЙ СТОЙКОСТИ
НЕФТЕХИМИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПУТЕМ
ПРИМЕНЕНИЯ ИНГИБИТОРОВ, РАЗРАБОТАННЫХ МЕТОДАМИ
КВАНТОВОЙ ХИМИИ
В связи с тем, что нефтехимическое оборудование эксплуатируется,
как правило, при воздействии на металл коррозионных сред и механичес-
ких нагрузок различного происхождения (то есть в условиях механохими-
ческой коррозии), к наиболее важным аспектам повышения его надеж-
ности и безопасности относится обеспечение высокой коррозионно-меха-
нической стойкости.
Применение ингибиторов позволяет формировать на поверхности
металла защитную адсорбционную пленку, значительно снижать агрессив-
ность коррозионных сред, влиять на кинетику электродных процессов,
способствуя замедлению коррозии. Высокоэффективные и технологичные
ингибиторы механохимической коррозии могут быть созданы только пос-
редством реализации методологии, имеющей под собой глубокую научную
основу, которая представляет собой синтез понятий механохимии, электро-
химии, квантовой химии и коррозионной механики о процессах, происхо-
дящих на поверхности напряженного металла в ингибированном электро-
лите.
Традиционная методология, широко применяемая в России и за
рубежом при создании ингибиторов, исходит из концепции, согласно ко-
торой химическое соединение является ингибитором электрохимической
коррозии, если его введение в агрессивную среду приводит к резкому сни-
30
жению потери массы ненапряженного металлического образца (гравимет-
рические испытания) или повышению поляризационного сопротивления
электрохимической реакции растворения ненапряженного металла (метод
поляризационного сопротивления). Однако при использовании этой мето-
дологии полностью игнорируется влияние механохимического фактора, в
то время как трудно найти какой-либо элемент или узел реального техно-
логического оборудования, не находящийся в напряженно-деформирован-
ном состоянии. В результате получаемые в ходе экспериментов значения
степеней защиты создаваемых ингибиторов являются, как правило, сильно
завышенными, что особенно проявляется при проведении опытно-промы-
шленных испытаний.
Авторами разработана методология создания ингибиторов механохи-
мической коррозии, включающая несколько логически взаимосвязанных
этапов и позволяющая всесторонне оценивать потенциальную способность
соединений замедлять коррозию металла под напряжением при введении в
агрессивную среду. В частности, первый этап методологии дает возмож-
ность прогнозировать ингибирующую способность соединений по опреде-
ляемым физико- и квантово-химическим индексам защитной способности
их молекул.
Рассчитывали квантово-химические параметры некоторых синтети-
ческих жирных кислот, диоксановых спиртов, имидазолинов, кетосульфи-
дов и органических солей переходных металлов. Далее проводили стати-
стическую обработку полученых зависимостей степени заполнения моле-
кулами поверхности стали от максимального заряда на атомах, энергии
ионизации, энергии нижних свободных молекулярных орбиталей, значе-
ний дипольных моментов, а также молекулярной массы соединения.
Установлено, что максимальный коэффициент корреляции (0,9)
наблюдается для зависимости интенсивности адсорбции соединения от
максимального положительного заряда на его гетероатомах. Это позволило
провести целенаправленную селекцию соединений по ингибирующей
активности в различных коррозионных средах.
УДК 665.662.3
А.А. Галлямов, Т.Г. Жданова, Н.Ю. Фаткуллин, А.А. Шайнурова
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
К ЗАДАЧЕ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНОЙ СТРАТЕГИИ
РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ
Отказ от сложившейся практики сплошного капитального ремонта
трубопроводов приводит к необходимости проведения выборочного капи-
тального ремонта как требующего меньших временных и материальных
31
затрат, в случае, когда месторасположение дефектов известно с опреде-
ленной степенью точности.
Использование современных технических средств диагностики -
профилемеров и дефектоскопов позволяет помимо обнаружения дефектов
определять их тип согласно принятой классификации и геометрические
параметры, что, в свою очередь, позволяет производить расчеты на проч-
ность и оценивать техническое состояние трубопровода.
Следующим этапом обеспечения безаварийной эксплуатации системы
магистральных трубопроводов является разбиение множества дефектов на
классы очередности устранения с учетом нескольких критериев, например:
величина ожидаемого ущерба от аварии, прочностные характеристики ме-
талла в зоне дефекта и т.д.
Решением такой многокритериальной задачи может быть осуществле-
но с помощью алгоритмов аппарата теории нечетких множеств.
На основании данных анализа расположения дефектов, принадлежа-
щих тому или иному классу очередности устранения, определяется график
проведения выборочного капитального ремонта, при этом основным кри-
терием оптимальности служит величина приведенных затрат на его прове-
дение, а временной критерий используется в качестве дополнительного.
УДК 665.662.3
Н.Д. Морозкин, М.Р. Хасанов
ОАО «Башкирнефтепродукт», Башкирский государственный университет
(Уфа)
МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ
ТЕМПЕРАТУРНЫХ ПОЛЕЙ НЕФТЕПРОДУКТОВ В ЗАКРЫТЫХ
РЕЗЕРВУАРАХ ПРИ ВНЕШНЕМ НАГРЕВЕ
В работе исследуется задача подогрева застывших нефтепродуктов в
резервуарах цилиндрической формы. Подогрев осуществляется с помощью
гибких электрических нагревателей, которые расположены на поверхности
нагреваемого резервуара. Такой способ нагрева, как показывают практиче-
ские эксперименты, является достаточно эффективным и экономным.
Математически процесс распространения тепла в осесимметричных
цилиндрических резервуарах, длина которых значительно превышает диа-
метр в цилиндрической системе координат (г, z, <р), можно описать дву-
мерным уравнением теплопроводимости в круге со свободной границей
(задача Стефана). Граница раздела фаз характеризуется разрывом потока
(выделяется скрытая теплота плавления) и определяется температурой за-
32
стывания нефтепродуктов. Нагрев осуществляется внешним источником.
Тепловые источники расположены на поверхности заданным образом (ри-
сунок).
f(<p) =
Расположение гибких электронагревателей на поверхности резервуара
На участках поверхности, свободной от электронагревателей, проис-
ходит теплообмен с окружающей средой по закону Ньютона.
Математически условия теплообмена на поверхности записываются
в виде
I = a(<p)(f(<p)-T(R,<p,t)), <ре(О,27с), г>0.
dr |r=R
Здесь
T„,<pe[<Pi,q>i+I]
ТС,<Р «[q>i,<pi+i] ’
где T(R,cp,t) - функция распределения температуры на поверхности резер-
вуара, X - коэффициент теплопроводности, a(q>) - коэффициент теплооб-
мена, ТИ,ТС - соответственно температура источника и температура среды,
[<Pj,<pi+i] - участки, в которых расположены электронагреватели.
Требуется найти параметр Т° такой, чтобы за минимальное время
максимальная температура продукта в резервуаре стала равной Ттах, а
минимальная была бы больше или равна Tmin.
В работе разработан алгоритм поиска оптимального значения темпе-
ратуры источника Т°. Двумерная задача Стефана при этом решалась чис-
ленно методом сквозного счета [1]. Разработана компьютерная программа
расчета температурного поля в резервуарах и представления результатов
расчета в наглядной форме. Указано наиболее оптимальное расположение
электронагревателей, при котором за кратчайшее время застывшие нефте-
продукты становятся подвижными в районе зоны слива.
Список литературы
1. White R.E. A numerical solution of the enthalpy formulation of the Stefan
problem//STAM. J. Number. Anal. 1982. V. 19, №6, p. 1158-1172.
УДК 519.95
Б.З. Султанов, Л.Б. Хузина, Р.И. Сулейманов
(Уфимский государственный нефтяной технический университет)
АНАЛИЗ НАДЕЖНОСТИ ВИБРАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ,
ИСПОЛЬЗУЕМЫХ В КИБЕРНЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
Для оптимального управления вибрационными объектами необходим!
параметры, наиболее полно отражающие сущность рабочих процессов, проис
ходящих в них. Одним из таких параметров является энергия единичного цикл:
вибрационного объекта.
Вибрационные объекты обычно приводятся в действие потоком движу
щейся жидкости. Определим кинетическую энергию жидкости из соотношения
где m - масса жидкости, кг;
и - скорость жидкости, м/с.
Выразим массу по второму закону Ньютона:
где S - сила, Н;
а - ускорение, м/с2.
В свою очередь, сила, оказываемая жидкостью на вибрационный объект,
связана с давлением, оказываемым жидкостью и площадью поперечного сече-
ния потока жидкости соотношением
S = PF, (3)
где Р - давление, Па;
г- 1
г - площадь поперечного сечения струи жидкости, м .
Ускорение движущейся жидкости определим из уравнения
где Ut - скорость жидкости в начальный момент времени, м/с;
и2 - скорость жидкости в конечный момент времени, м/с;
t - период работы вибрационного объекта, с.
Предположим, что в начальный момент времени = 0, тогда ускорение
будет равно
* = , (5)
Используя связь между периодом работы вибрационного объекта и его
частотой, получим
34
v
Формулу (5) приведем к виду:
а = и-v,
С учетом (3), (4), (5), (6) формула (2) примет вид
(6)
(7)
(8)
Скорость потока обычно определяют через расход промывочной жидко-
сти по формуле
О
о = (9)
где Q - расход жидкости, м3/с.
Подставляя (8) и (9) в выражение для энергии единичного цикла вибра-
ционной системы (1), получим
v
Из полученной зависимости видно, что энергия единичного цикла вибра-
ционного объекта обратно пропорциональна частоте работы, т.е. чем ниже час-
тота работы системы, тем больше энергия.
Более того, формула (10) дает прямо пропорциональную зависимость ме-
жду расходом жидкости и энергией единичного цикла вибрационной маш ины,
следовательно, при увеличении расхода жидкости растет энергия машины.
С этой точки зрения, создание низкочастотных вибрационных систем яв-
ляется особенно перспективным.
УДК 519.95
Ю.В. Стороженко, М.Х. Хуснияров
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ВЛИЯНИЕ УДАРНОЙ ВОЛНЫ
НА УСТОЙЧИВОСТЬ КОЛОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ
На промышленных предприятиях нефтепереработки ежегодно происхо-
дят локальные взрывы парогазовых облаков, образующихся в результате вы-
бросов углеводородов из технологических систем. Как правило, они сопровож-
даются звуковым эффектом и созданием избыточного давления, которое в не-
которых случаях приводит к разрушению промышленных конструкций. Для то-
го чтобы выяснить, будут ли повреждены промышленные здания или другие
сооружения при взрыве, необходимо уметь оценивать нагрузки, которые испы-
35
тывают элементы конструкций, подвергаемые волновому нагружению, а также
каковы будут максимальные напряжения и деформации.
Существует два вида методов расчета элементов конструкций при воз-
действии взрывной волны: упрощенные методы расчета (энергетические и диа-
граммы давление-импульс) и численные методы расчета. Упрощенные анали-
тические методы позволяют рассчитывать только конечное состояние конст-
рукций без отражения динамики изменения состояние во времени. Решения же,
полученные численными методами расчета, позволяют анализировать характер
временного изменения параметров, однако являются более сложными и гро-
моздкими и менее наглядными.
В технологических процессах предприятий нефтепереработки широко
исйользуют колонные аппараты, которые имеют значительную высоту (до 50м)
и в связи с этим представляет интерес их поведение при ударно-импульсном
нагружении взрывной волной. Анализ литературных данных позволил провести
аналогию между ветровой (сейсмической) нагрузкой и воздействием ударной
волны, поэтому с точки зрения взрыва, колонные аппараты можно представить
как динамически нагруженную балку.
Поскольку в большинстве случаев нас интересует предельное состояние
— при деформации, исследовались упрощенные методы [1], позволяющие полу-
чить решение динамического нагружения колонных аппаратов и предлагается
следующая последовательность вычислений:
1) задаться подходящей формой вынужденных колебаний, которая отвечает
кривой статической упругой линии и зависит от характера изменения вол-
новой нагрузки по высоте аппарата колебаний балки в рассматриваемой ди-
намической задаче; как правило, ударная волна от взрыва топливно-
воздушного облака имеет сложную пространственную конфигурацию [1],
однако, учитывая сверхзвуковую скорость распространения взрывных волн,
при оценке можно принимать равномерный характер распределения дейст-
вующей нагрузки по высоте аппарата.
2)продифференцировав выражение для формы колебаний, получить относи-
__тельные деформации, по значениям которых, получить выражение для
удельной потенциальной энергии, и, проинтегрировав его по всему объему
конструктивного элемента, получить полную потенциальную энергию де-
формации;
3)определить кинетическую энергию, предаваемую балке при воздействии
на нее ударной волны;
4)определить максимально возможное перемещение (прогиб) балки в режи-
ме импульсного нагружения, приравняв потенциальную энергию деформа-
ции к кинетической энергии;
5)определить коэффициент динамичности в зависимости от соотношения
частот собственных и вынужденных колебаний;
6)определить максимальную нагрузку, создаваемую взрывной волной на ап-
парат;
7)провести проверочные расчеты на устойчивость аппарата и прочность
36
опорного узла.
Путем использования простых графических построений можно устано-
вить влияние изменения нагрузки на возникающие напряжения и деформации.
Список литературы
1. Взрывные явления. Оценка и последствия: Пер. с англ. / Бейкер У.,
Кокс П., Уэстайн П. и др; Под ред. Я.Б. Зельдовича, Б.Е. Гельфанда. - М.:
Мир, 1986.
УДК 519.95
Ю.Б. Головина, М.Х. Хуснияров
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ВЛИЯНИЕ УМЕНЬШЕНИЯ РАЗМЕРОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
БЛОКОВ НПЗ НА ОПАСНОСТЬ ПРОИЗВОДСТВА
На современном нефтеперерабатывающем предприятии обращается,
хранится и перерабатывается большое количество взрывоопасных, горю-
чих и токсичных веществ, которые обуславливают опасность производства
Для определения возможных последствий при авариях на предпри-
ятиях наиболее часто используются методы расчета, изложенные в “Общих
правилах взрывобезопасности химических, нефтехимических и нефтепере-
рабатывающих производств”, которые позволяют на основании энергети-
ческих характеристик и свойств веществ, условий ведения процесса опре-
делять уровень взрывопожароопасности объекта и затем прогнозировать
масштабы возможных последствий от аварии В ходе расчета определяют-
ся важнейшие характеристики и показатели степени и масштабов возмож-
ных разрушений. Литературные данные позволяют сделать вывод, что ава-
рии, связанные с подобными веществами, приводят к значительному раз-
рушению оборудования и промышленных зданий, травмам производствен-
но-промышленного персонала и наносят значительный материальный
ущерб. В связи с этим остро стоит проблема прогнозирования масштабов и
разработки мероприятий по предотвращению возможных аварий и умень-
шения их предполагаемых последствий.
Крайне важной становится оценка уровня взрыво- и пожароопасно-
сти производств, от которой зависит безопасность промышленного персо-
нала и совокупность мероприятий, направленных на обеспечение безопас-
ности эксплуатации технологического оборудования и уменьшения воз-
можных последствий при аварии
37
Для того, чтобы уменьшить возможные поражения при аварии пред-
лагается технологические блоки разбить на участки, тем самым уменьшит-
ся количество вещества, способного принимать участие в аварии. Соответ-
ственно, уменьшаются масштабы возможных поражений. Методика расче-
та для участков аналогична методике расчета для технологических блоков,
однако уровень разрушений и поражений значительно снижается
Как показывает практика, на большинстве предприятий н/п и н/х
производства, технологические объекты (установки, блоки,) имеют I кате-
горию опасности, согласно ОПВ, в связи с чем к таким объектам предъяв-
ляются повышенные требования по обеспечению безопасности. Однако,
учитывая сложную экономическую ситуацию предприятий, не всегда уда-
ется осуществить весь комплекс запланированных мер. Поэтому имеет
смысл искать еще и друтие пути снижения опасности.
В частности, было предложено уменьшить размеры осооо опасных
блоков (количество входящего в него оборудования), разумеется там, где
это возможно, с учетом особенностей самого процесса и его аппаратурного
оформления.
Подобные расчеты были проведены на примере деления блоков ус-
тановки ‘Жекса” АО «НУНПЗ». Вычисления показали, что количество
вещества, участвующего в аварии снижается (в 2-ь5 раз), что существенно
уменьшает зоны действия основных поражающих факторов (1,3-ьЗ раза).
Таким образом, при разбиении блоков на участки неизбежны некото-
рые изменения в технологическом оформлении, которые практически не
влияют на проведение процесса. Однако в связи с тем, что используются
дополнительные средства регулирования и контроля процесса, возникает
опасность снижения надежности элементов технологической системы
Данный вопрос еще недостаточно изучен, но можно предположить, что
снижение надежности будет не столь существенной и особо не повлияет на
общую безопасность объекта
УДК 519.95
И.А. Миндубаев, В.А. Кузнецов
Башкирский государственный университет (Уфа)
ПОВЫШЕНИЕ ДОЛГОВЕЧНОСТИ КОЖУХОТРУБЧАТЫХ
ТЕПЛООБМЕННИКОВ
Долговечность кожухотрубчатых теплообменных аппаратов,
определяющая экологическую безопасность их эксплуатации, во мно-
гом определяется долговечностью его трубного пучка и, прежде все-
го, его теплообменных трубок. Одним из основных факторов, опре-
38
ляющих надежность работы пучка, является вибрация трубок под действием
набегающего поперечного потока среды межтрубного пространства. Анализ
технического состояния кожухотрубчатых теплообменников на ряде нефтепе-
рерабатывающих предприятий показал, что происходит механический износ
периферийных рядов трубок пучка. Наиболее типичное для нефтеперерабаты-
вающих заводов Башкирии сернистое сырьё способствует усилению коррози-
онного разрушения металла трубок. Это явление обусловлено большей хрупко-
стью оксидных и сульфидных плёнок, которые отслаиваются от металла трубок
в процессе вибрации. Задача снижения амплитуды и частоты колебаний трубок
пучка решалась и ранее многими конструкторами. Основными недостатками
предлагаемых конструкций является то, что конструктивная жесткость трубок
пучка принималась одинаковой как в плоскости набегания потока межтрубной
среды, так и перпендикулярно этому потоку. Поэтому указанные конструкции
трубных пучков обладают повышенной материалоёмкостью.
Учитывая это, нами разработана конструкция трубного пучка теплооб-
менника повышенной жесткости, а значит, и долговечности, в которой ампли-
туда и частота колебаний трубок от действия поперечного потока среды сниже-
на за счет увеличения лобового сопротивления в плоскости вибрации при одно-
временном уменьшении прогиба в плоскости движения потока. Для этого на
периферийных слоях трубок установлены дистанционирующие вставки.
УДК 519.95
В.А. Кузнецов, В .И. Егоров
Башкирский государственный университет, Уфимский государственный
нефтяной технический университет (Уфа)
КОРРОЗИЯ КОНСТРУКЦИОННЫХ СТАЛЕЙ И БЕЗОПАСНОСТЬ
ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВОК ЗАМЕДЛЕНОГО КОКСОВАНИЯ
Процесс замедленного коксования, обеспечивая переработку тяжелых
нефтяных остатков, позволяет наряду с получением целевого продукта -нефтя-
ного кокса, получать дополнительно компоненты моторных топлив. С повыше-
нием объёмов поступающих на переработку сернистых и высокосернистых неф-
тей уменьшается вероятность безаварийной работы нефтезаводского оборудова-
ния. Концентрирование сернистых соединений в остатках нефти, высокая (до
500°С) температура процесса коксования, переменный характер теплового и си-
лового нагружения реактора - основного аппарата установки замедленного кок-
сования (УЗК), определяют высокие требования к выбору материалов для изго-
товления аппаратов. Известные из литературных источников данные по корро-
зионной стойкости конструкционных сталей, применяемых для изготовления
реакторов УЗК, не подтверждаются опытом их промышленной эксплуатации [1-
3].
39
Целью настоящих исследований было определение влияния промышлен
ных сред различного происхождения и технологических условий процесса за
медленного коксования на скорость коррозии конструкционных сталей, приме
няемых для изготовления реакторов.
Промышленные испытания образцов конструкционных сталей были
проведены на УЗК 21-10/ЗМ Херсонского НПЗ. Реакторы на этой установк
выполнены из биметалла марки 16ГС + 08X13. Сырьём процесса служит гудро,
и мазут со средним содержанием серы 2,89% (мае.). Время экспозиции состав
ляло 8-15 тысяч часов. С целью уменьшения вероятности механического по
вреждения образцы установили выше уровня заполнения реактора сырьём. Н
смотря на это, все образцы после испытаний были покрыты слоем кокса. Ана
лиз извлеченных из реактора образцов показал, что все они не имеют видимы?
коррозионных повреждений. Скорости коррозии испытанных сталей весьма hi
значительны и не превышают для углеродистых сталей П<0,1мм/год, а для ле
тированных П<0,01 мм/год.
На аналогичной УЗК в АК «Ангарскнефгеоргсинтез» реакторы выполне
ны из биметалла (09Г2С + 08X13). В качестве сырья используют крекинг
остаток, дистиллятный крекинг-остаток, мазут и гудрон. Общее содержание се
ры в сырье находится в пределах 0,8-1,4% (мае.). Части оболочки корпусов ре
акторов при выполнении ремонтных работ были изготовлены из монометалл;
(сталь 09Г2С). Анализ технического состояния металла показал, что скорост;
коррозии этой стали не превышает ПП0,015мм/год. Структура бывшего в экс
плуатации металла ферритно-перлитная, с величиной зерна но ГОСТ 5639-82
равной 7-8 баллам. Твердость стали составляет НВ=150-170 единиц. Металло
графический анализ показал, что коррозионных поражений монометалла и ос
новного металла под плакирующим слоем не обнаружено[4].
Исследования, проведенные на пилотных установках Уфимского опытно
го завода ИП НХП АН РБ при коксовании сырья различного происхождения и (
различным содержанием серы, также показали довольно высокую коррозион-
ную стойкость применяемых в отечественном машиностроении конструкцион
ных сталей для изготовления реакторов УЗК. Температурные условия экспери-
ментов несколько ниже температуры нагрева сырья коксования в технологиче-
ских печах УЗК. Это обусловлено стремлением получить наиболее точные
данные по скоростям коррозии сталей, для чего необходимым было обеспечит!
длительную выдержку образцов с исследуемой среде, а повышение температу-
ры приводило к быстрому закоксовыванию аппарата пилотной установки.
Анализируя экспериментальные данные и опыт эксплуатации реактороЕ
УЗК, можно сказать, что низкая коррозионная активность среды процесса за-
медленного коксования является следствием экранирования металлической по-
верхности аппарата - реактора слоем кокса. Причем, коксовое покрытие обра-
зуется и в зонах, находящихся выше уровня заполнения реактора сырьём, за
счет конденсации паров процесса и дальнейшего постепенного превращения
конденсата в кокс.
40
Анализируя экспериментальные данные и опыт эксплуатации реакторов
УЗК, можно сказать, что низкая коррозионная активность среды процесса за-
медленного коксования является следствием экранирования металлической по-
верхности аппарата - реактора слоем кокса. Причем, коксовое покрытие обра-
зуется и в зонах, находящихся выше уровня заполнения реактора сырьём, за
счет конденсации паров процесса и дальнейшего постепенного превращения
конденсата в кокс.
На основании изложенного можно сделать вывод, что для изготовления
реакторов УЗК использование высоколегированных сталей и биметалла не це-
лесообразно как с точки зрения повышенных капитальных затрат, так и с точки
зрения повышения безопасности работы УЗК.
Список литературы
I. Кузеев И.Р., Ибрагимов И.Г., Баязитов М.И., Хайрудинов И.Р. Предотвраще-
ние коррозии сталей при коксовании нефтяных остатков // Химия и технология
топлив и масел. - 1986. - №3. - С. 8 - 9.
2. Походенко Н.Т., Брондз Б.И. Эксплуатация и пути повышения надежности
работы реакторов установок замедленного коксования // Эксплуатация, модер-
низация и ремонт оборудования в нефтеперерабатывающей и нефтехимической
промышленности: Тематический обзор. - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1980. - С. 27-
30.
3. Походенко Н.Т., Кузнецов В.А., Тихонов А.А., Абросимов А.А. Работа реак-
торов установок замедленного коксования // Проблемы производства нефтяно-
го кокса / Тр. Баш НИИ НП. - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1987. - Вып. 28 - С. 69-
81.
4. Кузнецов В.А., Егоров В.И., Алексашева Е.В. Коррозионная стойкость сталей
в процессах термической переработки тяжелых нефтяных остатков // Теория и
практика массообменных процессов химической технологии (Марушкинские
чтения) / Материалы Всероссийской науч. конф. - Уфа: УГНТУ, 1996. - С. 194-
196.
УДК 519.95
Р.Б. Тукаева, М.В. Дулясова, Ф.Ш. Хафизов, О.Б. Авдеева, И.В. Хоменко
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЗИЧЕСКОГО ИЗНОСА МАШИН
И АППАРАТОВ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ
Физический износ (ФИ) - это процесс потери работоспособного состоя-
ния на протяжении эксплуатации машины. Для нефтепереработки и нефтехи-
41
мии наиболее предпочтительным является экспертный анализ физического со-
стояния с применением средств технической диагностики.
В этом случае после проведения диагностики оборудования выдается за-
ключение об остаточном ресурсе исследуемого объекта. Например, остаточный
ресурс исследуемых теплообменных аппаратов, эксплуатирующихся в течение
40 лет в одних и тех же условиях, составил 9, 7, 5, 2, 4, 3 года, для колонн тако-
го же возраста - 1, 5 и 7 лет. То есть, во-первых, по данному методу определе-
ния износа установить какую-либо закономерность остаточного ресурса и, со-
ответственно, ФИ от сроков эксплуатации не представляется возможным, а, во-
вторых, оборудование, проработавшее 40 лет, оказывается, может эксплуатиро-
ваться еще от 5 до 9 лет.
Второй метод, который может быть применен для обобщения данных о
физическом износе оборудования - это метод бухгалтерского начисления изно-
са, в основе которого лежат нормативные сроки службы (НСС) оборудования,
которые для исследуемой группы оборудования составляют 8-11 лет. По этому
методу, например, при норме амортизации 10 % в год, объект, эксплуатируе-
мый б лет, имеет 60 % ФИ. С этих позиций был проведен более детальный ана-
лиз технического состояния машин и аппаратов, в ходе которого каждая группа
основного оборудования была систематизирована в зависимости от процента
износа. При этом, если оборудование полностью самортизировало, независимо
от того насколько реальный срок службы превышал НСС, оно было отнесено к
оборудованию, имеющему 100% износ. Таким образом, например, все насосы,
проработавшие больше НСС, равного 8 годам, считались 100% изношенными.
В таблице представлены данные о значениях среднего износа основного
оборудования установок АВТ одного из НПЗ.
Оценка состояния основного оборудования по установкам АВТ АО «УНХ»
на 01.01.97
Оборудование Износ, %
АВТ-1 АВТ-2 АВТ-3 АВТ-4
Насос 74,04 91,98 88,64 84,62
Колонна 93,94 85,46 93,94 100
Теплообменный аппарат 90 94,42 87,79 94,64
Печь 100 100 100 100
Средний по установке 89,5 92,97 92,59 94,82
Анализ таблицы и диаграммы показывает, что в целом по заводу почти на
всех установках АВТ наблюдается одинаковая картина: очень большой процент
изношенного оборудования,, т.е. отработавшего нормативный срок службы,
причем практически по всей номенклатуре машин и оборудования, что касается
42
основных групп оборудования, положение дел следующее: например, на уста-
новках АВТ АО «УНХ» 100%-ный износ имеют 65% насосов, 82,6% теплооб-
менной аппаратуры, 81,8% колонного оборудования. При этом достаточно
большая часть оборудования имеет износ, близкий к 100%, т.е. полного эконо-
мического износа они достигнут уже через 2-3 года.
На рисунке представлен сравнительный анализ среднего показателя сте-
пени износа машин и оборудования в целом по России, приведенном в и по
НПЗ.
Степень ФИ машин и оборудования
НПЗ на 01.01.97, %
Практически аналогичные результаты были получены по всем осталь-
ным видам оборудования, то есть имеется очень большой процент изношенного
оборудования (отработавшего НСС), причем в самом изношенном состоянии
находятся печи.
Как видно из рисунка, ФИ оборудования НПЗ почти в два раза превы-
шает среднестатистический износ оборудования в целом по России, находится
на этапе усиленного износа (старения).
УДК 519.95
Р.Г. Ризванов, Р.Г. Абдеев, А.Ф. Инсафутдинов, Н.Л. Матвеев
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ОПТИМИЗАЦИЯ СБОРКИ КОРПУСОВ АППАРАТОВ
С УЧЕТОМ ОТКЛОНЕНИЙ ФОРМЫ СЕЧЕНИЙ
БАЗОВЫХ ДЕТАЛЕЙ
На качество изготовления и, следовательно, надежность нефтехимиче-
ских аппаратов большое влияние оказывает сборка их корпусов. Сборку корпу-
сов в основном выполняют на роликовых стендах. Применяемые для сборки ба-
зовые детали (обечайки, днища) могут иметь различного рода допускаемые от-
43
клонения формы и размеров поперечных сечений. При взаимной стыковке та-
ких деталей в кольцевых сварных соединениях возникают смещения кромок,
которые приводят к снижению несущей способности аппаратов.
При возникновении смещений кромок вследствие отклонений формы их
ликвидируют за счет пригоночно-доделочных работ, что значительно повышает
трудоемкость сборочных операций. При этом пригонка может осуществляться
как за счет местных деформаций кромок, так и общей деформации всей детали
в радиальном направлении. Пригоночные деформации вызывают появление ос-
таточных напряжений, которые могут отрицательно сказаться на прочности
сварных соединений. Поэтому актуальной является проблема оптимизации
сборки сопрягаемых поверхностей в кольцевых соединениях.
Нами разработаны конструкции контрольно-измерительных устройств,
позволяющих получить полную информацию о форме и размерах поперечных
сечений базовых деталей корпусов аппаратов. Информация с измерительных
устройств передается в компьютер, который по разработанной программе вы-
полняет обработку' полученных данных, в результате которой находятся центры
тяжести и периметры поперечных сечений деталей. После расчета координат
центра тяжести площади сечения и построения зависимости радиуса от угла
Я, = ft/pj для каждой стыкуемой детали находится наиболее оптимальное вза-
имное расположение сечений деталей с целью обеспечения минимального
смещения кромок. При этом предполагается, что центры сечений двух деталей
совпадают. Для нахождения оптимального взаимного расположения сечений
последовательно с некоторым шагом АО меняется угол О между начальными
радиусами го сечений. Для каждого значения угла 0 рассчитывается распреде-
ление смещения кромок с для всего периметра стыкуемого соединения с неко-
торым шагом центрального угла Л<р. Из рассчитанных значений смещения кро-
мок находится максимальное значение c„,Lr. Далее производится приращение
угла 0 между начальными радиусами сечений на величину Ав и для него
находится новая величина ст„. Оптимальным углом 0 будет тот, которому со-
ответствует минимальное значение величины Условие оптимизации за-
пишется следующим образом:
I (с*с
0ат = 0 с -отш —= 0 при 0~ 0, (I)
Одна из стыкуемых деталей поворачивается на угол
После оптимального размещения стыкуемых деталей по углу 0 между их
начальными радиусами необходимо произвести их взаимную центровку по
центрам сечений, так как они могут не совпадать. Для этого необходимо опре-
делить расположение центров относительно роликоопор. Из рисунка получаем
следующие соотношения:
Rp (sinaу + sina2) + + ^в ~ -^л^в сауР = ?г > (2)
Rp cosaj + R А cos ft; =Rp cos a ? + Rg coj(P - Py), (3)
44
По выражению (2) с учетом зависимости Я, = f(<pj находится методом
итераций угол р. По выражению (3) также методом итераций находится угол |Г.
После этого определяются координаты центров тяжести сечений деталей:
Хс = R _ since ] + R 4 sin ft] - t,
n (4)
Yc = Rp cosa ] + R^ cos ft ].
После определения координат центров сечений стыкуемых деталей нахо-
дятся необходимые перемещения одной из деталей в плоскости поперечного
сечения:
Л =хс, -Хсг
^У ~ ~ С,
Центровка детали в плоско-
сти стыка осуществляется переме-
щением подвижных роликоопор
под управлением микро-ЭВМ, ко-
торая производит накопление ре-
зультатов замеров сечений деталей,
обработку данных результатов и
управление исполняющими меха-
низмами при повороте и центровке
деталей.
Расположение детали на роликоопорах
УДК 519.95
Р.Г. Ризванов, А.Ф. Инсафутдинов, М.Ш. Каримов
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ОЦЕНКА НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ
АППАРАТОВ С УЧЕТОМ ГЕОМЕТРИИ ЗОНЫ СОПРЯЖЕНИЯ
‘ОБЕЧАЙКА-ЭЛЛИПТИЧЕСКОЕ ДНИЩЕ”
Реальные аппараты зачастую имеют различные отклонения формы и раз-
меров своих базовых несущих элементов и их стыков. При нагружении аппара-
тов давлением данные отклонения вызывают появление дополнительных из-
45
гибных напряжений, приводящих к преждевременному выходу из строя обору-
дования, особенно в условиях коррозионной усталости.
Одними из распространенных являются отклонения формы в зоне сопря-
жения “обечайка-днище”, такие как смещение кромок, конусность отбортовоч-
ной части, которые возникают в процессе изготовления аппаратов.
В аппаратостроении находят наиболее широкое применение стандартные
эллиптические днища. Поэтому представляет интерес рассмотрение влияния
отклонений формы в зоне сопряжения “обечайка-эллиптическое днище” на на-
пряженное состояние краевой зоны аппаратов.
Для исследования указанных выше влияний был использован численный
метод метод конечных элементов (МКЭ), который позволяет учесть особен-
ности геометрии зоны сопряжения.
На рисунках показаны распределения мсридионалыгых напряжений
вдоль образующей аппаратов, нагруженных внутренним давлением, на их
внутренней поверхности: рис. 1 - для аппаратов с различным смещением кро-
мок; рис. 2 - для аппаратов с различной конусностью отбортовочной части
днищ при смещении кромок с = s/4. Коэффициент толстостенности днищ
р = 0,01. Толщины днищ и цилиндрических обечаек одинаковые. Ширина
сварного шва принималась равной толщине обечайки и днища. Сварной шов
моделировался без усиления, т.е. исключалось из рассмотрения влияние гео-
метрии самого сварного шва. Смещения кромок в сварном стыковом кольцевом
соединении предполагались одинаковыми по всему периметру. Напряжения и
расстояние от оси вдоль образующей представлены на рисунках в относитель-
ных величинах: <тет = ат1стд6 ; I , где сгт - меридиональные напряже-
ния; af - окружное напряжение в обечайке по безмоментной теории оболочек;
I - расстояние от оси вдоль образующей аппарата; 1Э - четверть периметра ба-
зового эллипса. Как видно из рис. 1, знак смещения кромок определяет харак-
тер распределения напряжений в краевой зоне. Из рис. 2 видно, что с увеличе-
нием угла конусности отбортовочной части днища, меридиональные напряже-
ния в краевой зоне со стороны обечайки и днища возрастают на внутренней по-
верхности.
Таким образом, отклонения формы в зоне сопряжения “обечайка-эллип-
тическое днище” могут оказывать значительное влияние на напряженное со-
стояние аппаратов в краевой зоне даже в пределах допускаемых значений со-
гласно нормативно-технической документации на изготовление. В случае одно-
временного наличия нескольких отклонений формы их взаимное влияние мо-
жет усиливаться или ослабляться.
46
Рис. 1. Распределение меридиональных напряжений для аппаратов
с различным смещением кромок (s - толщина стенки):
1 - смещение с = 0; 2 - с = - s/4\ 3 - с = s/4
Рис. 2. Распределение меридиональных напряжений для аппаратов с различной
конусностью отбортовки днищ:
1 - угол конусности а ~ 0°; 2 - а = 5°3 - а = 10°
47
УДК 519.95
А.В. Прохоров, Н.А. Ахмадеев, Е.А. Наумкин
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ВЛИЯНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ
СТРУКТУРНОГО СОСТОЯНИЯ ОБЛАСТИ СВАРНЫХ ШВОВ
СТАЛИ 09Г2С НА АКУСТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Проблема обеспечения надежности на стадии эксплуатации оборудова-
ния, не отработавшего нормативный срок эксплуатации, связана со всеми эта-
пами изготовления технологического оборудования нефтехимического ком-
плекса п техническим обслуживанием (текущий и капитальный ремонт, перио-
дические технические освидетельствования, проведение гидравлических испы-
таний). Для обеспечения надежности оборудования отработавшего свой срок
эксплуатации, дополнительно к вышесказанному добавляется определение ос-
таточного ресурса.
При определении остаточного ресурса неотъемлемую роль иг-
рает техническая диагностика, проводимая при помощи неразру-
шающего и разрушающего контроля. Из неразрушающих методов
контроля в настоящее время наиболее часто используемыми мето-
дами являются акустические методы контроля, в основе которых
лежит распространение звуковых волн в материале. В свою оче-
редь, акустические характеристики материала сильно зависят от
его структурного состояния. Однако, как правило, при проведении
неразрутающего контроля акустическими методами эта зависи-
мость не учитывается, что может привести к существенным откло-
нениям результатов контроля. В связи с этим появляется необхо-
димость изучения влияния структурного состояния области свар-
ного шва на его акустические параметры.
В качестве материала, для решения этой задачи была выбрана
сталь 09Г2С. Для проведения экспериментов были получены об-
разцы с различной степенью повреждения. Акустические парамет-
ры измерялись в исходном состоянии каждого образца и после
циклических нагружений.
Микроструктурные исследования сварного шва, зоны терми-
ческого влияния и основного металла проводились в исходном со-
стоянии каждого образца и после циклических нагружений на ме-
таллографическом микроскопе “Неофот”. По полученным сним-
кам устанавливали количество, размеры и распределение струк-
турных составляющих.
По полученным результатам эксперимента получена зависи-
мость скорости и затухания ультразвука от степени повреждения.
48
В этой связи произведена оценка влияния микроструктуры на ре-
зультаты контроля акустическими методами.
УДК 519.95
Е.А.Наумкин, Н.А. Ахмадеев, Е.А. Филимонов, А.В. Прохоров
Уфимский государственный нефтяной технический университет
(Уфа)
ВЛИЯНИЕ ЧИСЛА ЦИКЛОВ НАГРУЖЕНИЯ В СВАРНОМ ШВЕ
СТАЛИ 09Г2С НА ИЗМЕНЕНИЕ СКОРОСТИ УЛЬТРАЗВУКА
И МЕХАНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Оборудование нефтехимии и нефтепереработки в процессе эксплуата-
ции подвергается воздействию знакопеременных нагрузок, приводящих к уста-
лостному разрушению. Очагами разрушения при таких нагрузках чаще всего
становятся участки сварных швов. В связи с этим для повышения надежности и
безопасности эксплуатируемого оборудования, имеющего сварные швы, акту-
альным является оценка уровня повреждения материала сосудов давления не-
разрушающими методами контроля (с целью прогнозирования возможного раз-
рушения).
Уровень повреждения материала, как правило, оценивается структурно-
чувствительными методами неразрушающего контроля. В настоящей работе в
качестве такого метода был выбран ультразвуковой контроль.
Для получения различной степени повреждения в образцах, изготовлен-
ных по ГОСТ 25502-79, они подвергались циклическим нагружениям в об-
ласти малоцикловой усталости по схеме чистого симметричного изгиба. Изме-
рение скорости ультразвука в образцах осуществлялось ультразвуковым тол-
щиномером фирмы Panametriks на частоте колебаний f = 5 МГц как в исходном
состоянии, так и после каждого заданного числа циклов нагружения (вплоть до
разрушения).
Образцы после замера в них скорости распространения ульт-
развуковых волн были подвергнуты механическим испытаниям на
растяжение по ГОСТ 1497-84.
Степень повреждения оценивали как отношение фактического
числа циклов нагружения к числу циклов до разрушения.
По полученным данным были построены зависимости скорости ультра-
звука от степени повреждения материала в основном металле, в зоне термиче-
ского влияния и в сварном шве.
Кроме того, были построены зависимости временного сопротивления ав и
условного предела текучести о 0.2 от степени повреждения.
49
УДК 519.95
М.Х. Хуснияров, М.А. Иляева, Ю.В. Стороженко
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ХАРАКТЕРИСТИКИ ВЗРЫВООПАСНОГО
ПАРОГАЗОВОГО ОБЛАКА
В настоящее время к процессам переработки и хранения нефти проявля-
ют все больший интерес. Это связано с тем, что количество аварий, заканчи-
вающихся взрывами и приводящих к травмированию людей, увеличивается, а
также с постоянным ужесточением требований по обеспечению безопасности
промышленных объектов. Это привело к тому, что резко возросла потребность
в создании новых и усовершенствовании существующих методов и способов
оценки опасности промышленных объектов повышенной опасности.
Одним из важных моментов при оценке взрывоопасности промышленно-
го объекта является процесс формирования взрывоопасного паровоздушного
облака и, в конечном итоге, определение его массы, размера и формы. Исследуя
__данные, приведенные в литературе, можно отметить, что большинство случай-
ных промышленных взрывов на открытых технологических площадках класси-
фицируются как "взрыв паровоздушного облака в неограниченном пространст-
ве", при этом, как правило, взрывоопасное облако имеет форму диска или то-
роида [1]. Были проведены исследования по разработке способа оценки, осно-
ванного на существующих методах расчета, позволяющего определить геомет-
рический размер образующегося взрывоопасного облака. В расчетах использу-
ется [2], а также другие известные зависимости, учитывающие технологические
особенности процесса, факторы и условия, влияющие на процесс формирова-
ния облака, в том числе: рельеф местности, скорость ветра, разность темпера-
тур выброшенной среды и атмосферного воздуха, скорость диффузии вещест-
ва в воздухе и другие. Данный способ оценки позволяет по известной разности
_ температур и площади розлива взрывоопасного вещества определить макси-
мальное содержание вещества в образующемся паровоздушном облаке и рас-
стояние от 1раницы источника выброса, на котором эта концентрация будет
иметь место. И, если эта максимальная концентрация превышает или лежит в
пределах взрывоопасных концентраций, определяется радиус взрывоопасного
облака - т.е. то расстояние от центра источника розлива, на котором будет со-
храняться взрывоопасная концентрация с учетом рассеяния облака.
Результаты, полученные на примере оценки взрывоопасности бензина
при аварийном розливе, позволили сделать следующие выводы. При разнице
температур выбрасываемого взрывоопасного вещества (бензина) и окружающе-
го воздуха 10 °C (это может иметь место в резервуарном парке хранения нефте-
продуктов), максимальная концентрация при проливе на площадь порядка
108 000 м2 (разрушение резервуара вместимостью 10000 м3) может составить
около 1,4 % (об.), при этом максимальный радиус облака, в котором будет
50
достигаться взрывоопасная концентрация - около 230 м от центра пролива; а
при площади пролива около 54000 м2 (разрушение резервуара вместимостью
5000 \Г) и менее составит не более 0,9 % (об.), т.е. образование взрывоопасно-
го облака в данных условиях маловероятно.
При разнице температур выбрасываемого бензина и окружающей среды
450 °C (это может иметь место на технологических установках, где обращается
сильно перегретый бензин), максимальное приземное содержание бензина при
проливе на площадь 2000 м2 может составить не более 3 % (об.), тогда макси-
мальный диаметр облака взрывоопасных концентраций паров будет около
135м.
Графическая интерпретация данного метода позволяет достаточно быстро
оценить взрывоопасность паровоздушного облака, образующегося при различ-
ных условиях.
Список литературы
1. Взрывные явления. Оценка и последствия: Пер. с англ. / Бейкер У., Кокс П.,
Уэстайн П. и др; Под ред. Я.Б. Зельдовича, Б.Е. Гельфанда. - М.: Мир, 1986.
2. ОНД-86. Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных
веществ, содержащихся в выбросах предприятий (Утв. Госкомгидрометом
СССР), 1987.
УДК 519.95
А. А. Халимов, Р.С. Зайнуллин, А.Г. Халимов, З.М. Хусаинов
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ
РЕМОНТНО-ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫХ РАБОТ
ТРУБОПРОВОДОВ ПОД ДАВЛЕНИЕМ
В работе ставилась задача исследовать и разработать технологический
процесс по ведению сварочных работ при ремонте технологических трубопро-
водов под внутренним давлением без их опорожнения.
Нами были проведены испытания технологического процесса ремонтной
сварки на сварных сосудах из труб сталей марок 10, 20, 17Г1С и 15Х5М под
давлением перекачиваемой среды. Выполнены исследования выполнения сва-
рочных ремонтно-восстановительных работ под гидростатическим давлением с
предварительным заполнением водой и дальнейшем нагнетанием индустриаль-
ным маслом при весьма высоких внутренних давлениях нагнетания. Часть ис-
пытаний были выполнены под пневматическим давлением азота, другая - с
подсоединением экспериментальных сосудов к действующему нефтепроводу, а
также продуктопроводу широких фракций легких углеводородов (ШФЛУ) под
51
рабочим давлением перекачиваемого продукта. Выполнено исследование влия-
ния нормальных и пониженных температур на структуру, статическую и мало-
цикловую прочность металла труб при сварке под давлением. Заварились меха-
нические повреждения металла труб различной формы и глубины. Выбраны и
научно обоснованы параметры рациональной технологии сварки при ремонте
труб под давлением, обеспечивающей регламентируемый уровень свойств
сварных соединений восстановленных участков.
С целью предупреждения трещинообразования в процессе сварки иссле-
дована зависимость разрушающего напряжения (давления) от остаточной тол-
щины стенки трубы под дефектом при его заварке под давлением способами
ручной электро дуговой и полуавтоматической сварки в среде углекислого газа.
При заданных параметрах и режимах сварки обеспечивается исключение опас-
ности прожога при восстановлении несущей способности трубопроводов.
В результате проведенных работ установлено, что ремонтные сварочно-
восстановительные работы под давлением перекачиваемого продукта являются
одним из наиболее экономичных путей их межремонтного обслуживания. При
этом повышается производительность ремонтных работ, не происходит сокра-
щения перекачки, исключаются потери продукта, увеличивается срок службы и
улучается экологическая обстановка в районе трубопровода.
УДК 519.95
А.В. Греб, М.А. Шаталина, О.А. Закиров
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
КЛАССИФИКАЦИЯ ТРУБОПРОВОДНЫХ КОММУНИКАЦИЙ
ПО ПОКАЗАТЕЛЯМ Н АДЕЖНОСТИ
В основу стандартной классификации внутризаводских трубопроводных
коммуникаций положены следующие критерии: место расположения трубопро-
вода, способ прокладки, транспортируемое вещество, внутренне давление, тем-
пература и агрессивность транспортируемого вещества.
Однако такая классификация не позволяет классифицировать трубопро-
воды по показателям надежности и делать рекомендации по дальнейшей экс-
плуатации.
Анализ банка данных трубопроводных коммуникаций АО «НУНПЗ» по-
казал, что наработка до отказа и интенсивность отказов во времени у каждого
трубопровода изменяется в широких пределах, поэтому за основной критерий
классификации предлагается взять наработку до отказа.
52
Предложенная классификация учитывает специальные технические па-
раметры: температуру и давление перекачиваемого продукта, марку материала,
ввод трубопровода в эксплуатацию.
Поскольку каждый технический параметр несет информацию о принад-
лежности к тому или другому признаку стандартной классификации, то пред-
ложенная классификация определяет информативность параметров.
В настоящей работе предлагается разделить трубопроводные коммуника-
ции по наработке на 3 группы.
Так, в первую группу, в которой наработка до отказа составляет до 3900
сут, попали трубопроводы исключительно I и III категорий с маркой материала
Ст20 и легированной, температурой транспортируемого продукта 320-550 С°,
дифференциальная функция распределения отказов изменяется по закону Вей-
булла и т.д.
Трубопроводы других групп имеют существенно отличительные техни-
ческие параметры. Для каждой группы определены свои критерии повреждае-
мости.
Такая классификация позволяет прогнозировать поведение трубопрово-
дов любых нефтеперерабатывающих предприятий с аналогичными техниче-
скими параметрами.
УДК 519.95
Д.А. Годовский, М.М. Закирничная
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ИССЛЕДОВАНИЕ УГЛЕРОДИСТЫХ СКОПЛЕНИЙ
В ВИДЕ ФУЛЛЕРЕНОВ В СТРУКТУРЕ ЧУГУНОВ
Теоретические представления о структуре, фазовых превращениях, взаи-
модействии железа и углерода в железо-углеродистых сплавах постоянно со-
вершенствуются и уточняются с появлением новых результатов исследований в
этой области. Так, в связи с обнаружением фуллеренов в структуре железо-
углеродистых сплавов, отличающихся количеством и формой углерода, воз-
никла необходимость проведения целого комплекса исследований, начиная с
первой стадии получения твердого состояния - первичной кристаллизации, т.е.
с процесса литья.
Современная теория металловедения железо-углеродистых сплавов на-
копила достаточно большое количество теоретических и экспериментальных
данных, которые позволяют предположить, что в структуре железо-
углеродистых сплавов фуллерены образуются именно при первичной кристал-
лизации, поэтому в данной работе рассматривается образование фуллеренов
при различных условиях первичной кристаллизации сплавов. Для определения
53
влияния условий первичной кристаллизации на образование фуллеренов были
выбраны следующие условия охлаждения: на воздухе; в воде; вместе с печью
(начальная температура печи 900 °C); выдержка в печи 2, 4, 6 часов при темпе-
ратуре 900 °C с дальнейшим охлаждением на воздухе.
В процессе исследований были получены образцы из различных марок
высокопрочного чугуна с шаровидным графитом и серого чугуна с пластинча-
той формой графита. Определение количества фуллеренов в образцах проводи-
лось по специально разработанной методике приготовления проб для ИК-
спектрального анализа.
В ходе работы было установлено, что фуллерены образуются в процессе
первичной кристаллизации чугунов, условия проведения которой оказывают
влияние на количественное содержание фуллеренов в сплаве и показано, что
наиболее благоприятными условиями образования фуллеренов при этом явля-
ются минимальная скорость охлаждения и увеличение времени выдержки в пе-
чи при высокой температуре.
Фуллерены благодаря своей шаровидной форме, возможно, являются
концентраторами напряжений в материале, поэтому задачи раскрытия меха-
низма их формирования и исследование влияния фуллеренов на механические
свойства углеродистых чугунов и сталей являются важными в рамках материа-
ловедения железо-углеродистых сплавов.
УДК 519.95
М.В. Дулясова , Р.Б. Тукаева, Л.Н. Тарасова
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОФЕССИОНАЛЬНОЙ ПРИГОДНОСТИ
ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ПЕРСОНАЛА УСТАНОВОК АВТ
С ПОЗИЦИИ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМЫ «ЧЕЛОВЕК-МАШИНА»
При нештатных ситуациях низкая квалификация тех должностных лиц,
которые должны принимать ответственные решения, приводит к аварии с тя-
желыми последствиями и смертельными случаями.
Для оценки влияния производственного персонала различного уровня
этого нами проанализированы аварии, которые произошли на установках АВТ
двух нефтеперерабатывающих заводов уфимской группы. Анализ аварий пока-
зал, что одна из основных причин заключается в низкой квалификации произ-
водственного персонала. В связи с этим встала задача оценить действия персо-
нала, определить степень тяжести принятия решений персоналом различного
уровня. Для этого была проведена экспертная оценка аварийных ситуаций спе-
циалистами различных организаций. Основываясь на результатах специального
54
расследования аварий и экспертного заключения специалистов, мы получили
коэффициенты степени тяжести принятого решения в нештатной ситуации, ко-
торые представлены в таблице.
Коэффициенты степени тяжести принятого решения в нештатной ситуации
Должностные лица Коэффициент степени тяжести принятого решения
Главный инженер производства о,1
Начальник цеха 0,1
Заместитель начальника цеха 0,1
Начальник установки 0,1
Старший оператор 0,7
Прочий производственный персонал 0,1
Исходя из таблицы, можно заключить следующее: возникновение ава-
рийной ситуации и принятие неотложных мер по локализации и ликвидации
аварии в основном зависят от младшего и среднего производственного персо-
нала. Учитывая данное обстоятельство, для предотвращения аварий в сложив-
шейся ситуации на производстве, в первую очередь, необходимо рассмотреть
вопрос о профессиональной пригодности именно этой группы персонала.
УДК 519.95
Ф.М. Мугаллимов, Р.Н. Кунафин, Р.С. Янышев
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ПРОФИЛЕМЕР «ТЕОСКАН-ЗОО»
В Центре диагностики трубопроводных систем УГНТУ разработан опыт-
ный образец внугритрубного многоканального профилемера, предназначенного
для выявления, определения размеров и местонахождения таких дефектов гео-
метрии в трубопроводах.
Профилемер состоит из двух секций, соединенных между собой шарни-
ром с двумя степенями свободы. Он пропускается вместе с потоком перекачи-
ваемой среды и предназначен для обследования нефте-, газо-, нефтепродукто-
проводов и водоводов диаметром 325 и 377 мм.
Микропроцессорный электронный блок1 с энергонезависимой памятью
размещается в одном герметичном контейнере прибора, а в другом контейнере
размещаются аккумуляторный блок, антенна для приема сигналов маркера, из-
лучающая антенна передатчика сигнализатора местонахождения и одометриче-
ская система. Электронный блок производит сбор, первичную обработку и хра-
55
нение диагностической информации, поступающей от датчиков профилемера.
В запоминающем устройстве регистрируются информация о геометрических
размерах дефекта, пройденное прибором расстояние к моменту обнаружения
дефекта, текущее время, радиус поворота трубопровода и признак маркера. Из-
мерение дефектов производится с помощью механических щупов, расположен-
ных двумя перекрывающими друг друга рядами. Такое расположение датчиков
не позволяет пропускать дефекты, имеющие небольшие размеры по ширине.
Частота опроса датчиков дефектов и поворота обеспечивает дискретность
сканирования датчиком не менее чем через каждые 10 мм пройденного прибо-
ром расстояния и при необходимости может быть изменена.
Техническими требованиями предусмотрены следующие диапазоны ре-
гистрируемых параметров: по измерению расстояния - 0...300 км; по измерению
текущего времени - 0...200 ч; по измерению высоты дефектов геометрии от-80
до +45 мм (соответственно уменьшение и увеличение диаметра трубопровода);
по измерению радиуса поворота - 1,5... 5,0 О (О - номинальный диаметр трубо-
провода). Дискретность измерения и регистрации параметров: расстояния -
0,1 м; времени - 0,1 с; дефектов геометрии - 1 мм (по высоте); поворота '
0,25 И. Емкость запоминающего устройства профилемера позволит за один
пропуск обследовать трубопровод длиной не менее 200 км. Время непрерывной
работы МЭБ - не менее 200 ч. Пределы допустимой скорость движения прибора
по трубопроводу - от 0,2 до 2,0 м/с. Перед запуском профилемер теспгруется и
калибруется. Вывод диагностической информации производится на персональ-
ный компьютер.
УДК 519.95
Д.В. Буренин
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ПРИМЕНЕНИЕ МНОГОВАРИАНТНОГО ПРОГНОЗА ПРИ ОЦЕНКЕ
ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА РВС
Анализ методики приведения несимметричного процесса нагружения к эк-
вивалентному отнулевому позволяет предложить следующие рекомендации в
виде соотношения:
AH = Hmax-kno-Hmin.
При различных значениях коэффициента приведения (к^) можно получить
различные оценки эквивалентного процесса: от крайне пессимистической до
крайне оптимистической. Очевидно, позиции крайнего оптимизма соответству-
ет kno = 1, позиции крайнего пессимизма - к п0= 0.
56
л H а) Реалистический процесс
Время
Время
Схема приведения процесса к эквивалентному отнулевому
57
Реалистической позиции соответствует промежуточное значение коэф
фициента приведения кпо е(0;1). На рисунке показаны схемы приведения ре-
ального процесса нагружения к эквивалентному (при оптимистическом, песси-
мистическом и реалистическом подходе).
Заметим, что. методики, предлагаемые ГОСТ, АН = Нтах - Нт|г1, реали-
зуют позицию крайнего оптимизма (и не только в плане схематизации, но и е
плане высоких запасов по долговечности и напряжениям).
Реалистическая позиция естественным образом связана с исследованиями
в области механики малоциклового разрушения. В частности, в работе /1/ при-
водятся результаты таких исследований, в работе /2/ эти результаты адаптиро-
ваны применительно к резервуарным сталям. Здесь показано, что с учетом спе-
цифики РВС реалистическая оценка коэффициента приведения соответствует
значению 0,5.
К сожалению, реалистический подход к схематизации процесса нагруже-
ния резервуаров не имеет статуса норматива, поэтому предложено при выборе
того или иного технического решения, связанного с ремонтом РВС, иметь в виду
весь спектр оценок от крайне пессимистической до крайне оптимистической (по
ГОСТ). Правда, при выборе технического решения мы должны руководствовать-
ся методикой схематизации, соответствующей ГОСТ, тем не менее, необходи-
мо отдавать себе отчет в том, что соответствующая оценка приводит к крайне
оптимистическому варианту решения.
Список литературы
1. Гусев Л.С. Сопротивление усталости и живучесть конструкций при слу-
чайных нагрузках. - М.: Машиностроение, 1989. - 248 с.
2. Буренин В.А. Прогнозирование индивидуального остаточного ресурса сталь-
ных вертикальных резервуаров: Дис.. .докт. техн. наук. - Уфа, 1994 .-231 с.
УДК 519.95
Т.Н. Григорчук, Л.Ф. Розанова, А.Р. Усманова
Уфимский государственный нефтяной технический университет,
Уфимский государственный авиационный технический университет (Уфа)
ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА Tabu Search ДЛЯ ЗАДАЧИ ОДНОМЕРНОГО
ЛИНЕЙНОГО РАСКРОЯ
Задача одномерного линейного раскроя (1DBPP) возникает при распреде-
лении одномерного ресурса в различных отраслях производства. Эта задача яв-
ляется NP-полной, что ведет к необходимости применения эвристических ме-
тодов для решения задачи в условиях реального времени. Мы предлагаем в ка-
честве одного из таких методов процедуру Tabu search (TS), относящуюся к
58
классу метаэвристик и позволяющую получать хорошие результаты для многих
оптимизационных задач. Процесс поиска решения является итеративным и ве-
дется на некотором пространстве допустимых решений, на часть из которых
налагаются запреты .
Рассмотрим задачу линейного одномерного раскроя. Имеется пруток
длины L и множество заготовок с длиной I. ,1 = 1,п , где п- количество за-
готовок. Требуется найти план раскроя прутков на заготовки, использующий
минимальное количество прутков - К, при этом суммарная длина заготовок в
каждом прутке не должна превышать длины прутка. Допустимым решением X
будем считать вектор х = (Х|5Х,,...,Х,), где X, означает место i -й заготовки,
принимая значения от до п .Оптимальное решение, на котором достигается
минимум N, обозначим через х*. Для восстановления плана раскроя по век-
тору необходимо найти в векторе X компоненту' X, равную 1, и считать, что i -я
заготовка относится к первому прутку, затем последовательно находим компо-
ненты вектора, равные 2,3,.. и так далее, складывая соответствующие этим ком-
понентам длины заготовок, пока добавление следующей заготовки не превысит
L ( этот элемент не следует прибавлять). Таким образом, мы получим заготов-
ки, на которые раскраивается первый пруток. Далее повторяем процесс, начи-
ная с того элемента, на котором остановились, и получаем раскройный план.
Переходом W будем считать перестановку Z-го компонента сj-м в век-
торе решения. Таким образом, множество переходов есть квадратная матрица
порядка п. Множеством соседних решений Г(х)для вектора X будут такие
вектора, получить которые можно перестановкой двух элементов вектора X.
Очевидно, применение переходов Ш и m. дает эквивалентные результаты, а
X © т — X поэтому следует рассматривать только те элементы матрицы, ко-
торые лежат ниже главной диагонали. Условия запрета вытекают из следующих
соображений: не имеет смысла менять местами заготовки, которые в текущем
решении лежат в одном и том же прутке. Эти условия будут составлять список
Т1, который на каждом шаге будет пересчитываться. Кроме того, для избежа-
ния зацикливания следует ввести второй список запретов Т2, в который будут
заноситься переходы, примененные на некоторых последних шагах. Тогда
множество, на котором будет происходить поиск следующего решения, следует
ограничить, исключив из него те решения, на которые налагаются запреты со-
гласно спискам Т1 и Т2, получая множество '(*) • ,
В качестве начального решения используем решение методом FFD. Целе-
вой функцией (р(х) является количество прутков , но при выборе наилучшего
следующего решения удобнее использовать оценочную функцию, так как зна-
чение целевой функции для очень многих решений из V'(i)может совпадать.
Мы предлагаем следующую оценочную функцию ф'(х): сумма остатков во
всех прутках , кроме последнего.
59
Л- 1 Л
последней сумме учитывая те заготовки, кото-
л-1
рые лежат в i -м прутке.
Тогда процедура TS для нашей задачи описывается следующим образом:
1) найти начальное решение Х° методом FFD. Положить х = х°,х* = х,к = 0 и
определить условия запрета Г(х) , где Х-текущее решение, х*-оптимальное
решение, к -номер шага;
2) положить к = к + и сгенерировать подмножество V' (х) из решений в
И(х)таких, что для каждого нарушается хотя бы одно условие из Т'(х);
3) выбрать лучшее у е К'(х) по отношению (р и X — у;
4) если (р(х) < <р(х*),то Х*= X;
5) обновить условия запрета;
6) если выполняется условие останова, то процедура закончена. Иначе перейти
к шагу 2.
Условия останова могут быть следующими:
1) к больше допустимого максимального числа итераций;
2) число итераций после последнего улучшения большего заданного;
3) выполняется признак оптимальности текущего решения.
Признаком оптимальности считаем достижение нижней границы количества
прутков Лг\ № — ГУУ ! b\.
УДК 665.662.3
Н.Ю. Фаткуллин, Т.Г. Жданова
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ОПТИМИЗАЦИЯ ПО ВРЕМЕННОМУ КРИТЕРИЮ
ИНДУКЦИОННОГО НАГРЕВА МЕТАЛЛИЧЕСКОЙ ПЛАСТИНЫ
Индукционный нагрев металлов широко распространен в таких отраслях
промышленности, как металлургия и машиностроение. Решающим в повыше-
нии технико-экономических показателей индукционных установок является
выбор оптимального режима работы нагревателя, который производят в ре-
зультате анализа возможных температурно-временных характеристик процесса
нагрева, получаемых из теплового расчета.
В данной работе представлено решение уравнения теплопроводности для
металлической пластины с учетом внутренних источников тепла при гранич-
ных условиях II рода, заданной начальной температурой, с не зависящей от
времени мощностью нагрева и с учетом ограничений на термонапряжения и
60
решение задачи при граничных условиях II рода с управляющим параметром,
зависящим от времени, без учета ограничений на термонапряжения [1,2,3].
Решение было найдено методами операционного исчисления [4].
Составлена программа расчета распределения теплового поля в пластине.
Приведены примеры таких расчетов при различной толщине и начальной тем-
пературе пластины.
Список литературы
1. Лыков А.В., Теория теплопроводности. - М.: Высшая школа, 1967.
2. Боли Б., Уэйнер Дж. Теория температурных напряжений. - М.: Наука, 1964.
3. Голубь НН. Оптимальное управление симметричным нагревом массивных
4. тел при различных фазовых ограничениях // Автоматика и телемеханика. -
1967,-№4, И.
5. Деч Г., Руководство к практическому преобразованию Лапласа. - М.: Физ-
матгиз, I960.
ПРИКЛАДНАЯ ЭКОНОМИКА,
ЭКОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
И ОПТИМИЗАЦИЯ ХИМИЧЕСКИХ ПРОИЗВОДСТВ
И ПРЕДПРИЯТИЙ
62
УДК 338.4:[577.4 + 502.3]
М.В. Кравцов
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа )
ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ И СПОСОБЫ СОСТАВЛЕНИЯ
КОНСОЛИДИРОВАННОЙ ОТЧЕТНОСТИ В ФПГ
Действующее на сегодняшний день Российское законодательство,
регламентирующее составление консолидированной бухгалтерской отчет-
ности в ФПГ, -не предполагает составление консолидированной финансо-
вой отчетности в ФПГ с включением в нее отчетности банков и страховых
организаций.
По нашему мнению, запрет на включение показателей финансово-
хозяйственной деятельности банков и иных кредитных и страховых орга-
низаций, а также инвестиционных институтов в сводную отчетность фи-
нансово-промышленной группы делает ее малоэффективным инструмен-
том для отражения реальных результатов деятельности ФПГ и определе-
ния эффективности.
Таким образом, финансово-промышленной группе необходимо соз-
дать внутреннюю отчетность, включающую показатели всех дочерних и
зависимых обществ, входящих в ФПГ, и позволяющую определить резуль-
тат деятельности ФПГ в целом.
Выполнение данного требования осложняется тем, что в составе фи-
нансово-промышленной группы используются специфические формы от-
четности.
По нашему мнению, необходимым шагом для составления такой от-
четности является составления специальных форм отчетности участника-
ми групп, в которых информация об их деятельности представлялась бы в
агрегированном виде, готовом к объединению с аналогичными формами,
представляемыми другими организациями - участниками групп.
Формы отчетности должны иметь минимальные отличия статей и
сходную структуру для облегчения последующей их консолидации.
Исходя из состава консолидированной бухгалтерской отчетности, в
перечень указанных форм должны входить:
агрегированный баланс организации;
агрегированный отчет о прибылях и убытках;
агрегированный отчет о движении денежных средств;
пояснительная записка.
Основываясь на том, что согласно российскому законодательству
существует три различные формы ведения бухгалтерского учета в органи-
зациях, мы предлагаем составлять по три формы указанных выше отчетов
соответственно для кредитных организаций, страховых организаций и для
остальных членов группы, составляющих отчетность в соответствии с при-
63
казом Минфина от 12.11.96 г. № 97 "О годовой бухгалтерской отчетности
организаций".
В результате проведенной работы:
• составлены формы агрегированного баланса кредитной орга-
низации, агрегированного баланса промышленного предприятия и агреги-
рованного баланса страховой организации, основывающиеся на сущест-
вующих формах отчетности предприятий;
• разработаны рекомендации по включению в консолидирован-
ные агрегированные балансы показателей дочерних и зависимых обществ
в зависимости о доли, принадлежащей центральной компании ФПГ, в ус-
тавном капитале этих обществ;
• разработаны процедуры преобразования существующих форм
отчетности в агрегированные формы отчетности.
УДК 338.4:[577.4 + 502.3]
Р.Я. Ахунов
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
СТРАХОВЫЕ УСЛУГИ В ОТРАСЛЯХ
ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА
Нефтегазовая отрасль - один из самых высокорисковых секторов
экономики. Стабильность компаний здесь во многом зависит от предот-
вращения незапланированных убытков, связанных как с экономическими
катаклизмами (снижением цен на нефть или отказом государства от вы-
плат по своим обязательствам), так и с последствиями технических аварий,
катастроф и других чрезвычайных происшествий. В последнем случае эф-
фективной защитой от финансовых потерь является страхование техниче-
ских рисков в надежной страховой компании.
К основным видам страхования в нефтегазовой отрасли относятся:
• страхование рисков разведочного бурения, бурения, добычи нефти и га-
за;
• страхование строительно-монтажных рисков;
• страхование морских платформ;
• страхование нефтяных месторождений;
• страхование рисков в нефте- и газопереработке;
• страхование нефтетерминалов;
• страхование нефте- и газопроводов.
Сегодня большинство российских вертикально интегрированных
нефтяных компаний (ВИНК) имеют в своей структуре собственные, так
64
называемые, кэптивные страховые компании. Как показывает практика,
это создает для корпорации ряд благоприятных возможностей:
• концентрация долгосрочных финансовых ресурсов, используемых в ин-
тересах материнской компании, при снижении налогоблагаемой базы
(страховые платежи относятся на себестоимость продукции);
• диверсификация финансовой деятельности;
• возможность снижения налоговой нагрузки за счет применения различ-
ных схем страхования.
С точки зрения страховой компании, кэптивное страхование при со-
лидном учредителе - идеальная среда для быстрого развития. Учредители
готовы платить по завышенным ставкам страховых платежей, создавая тем
самым условия для скорейшего увеличения страховых резервов своей
компании. Кэптивные страховые компании практически не знают конку-
ренции, что значительно снижает расходы. В то же время в этом и сла-
бость кэптивных компаний: без развитой структуры и практики реальной
конкуренции кэптивным компаниям сложно выйти за пределы «своего»,
круга клиентуры.
Одним из важнейших факторов создания кэптивных страховых ком-
паний является возможность снижения налогообложения корпорации с
участием страховой компании. В осуществлении подобных схем, как пра-
вило, принимает участие банк, входящий в структуру холдинга, в котором
находятся счета всех участников операций (в том числе, лицевые счета со-
трудников); взаиморасчеты в этом случае существенно упрощаются.
Таким образом, можно констатировать, что кэптивное страхование
прекрасно вписывается в концепцию повышения эффективности функцио-
нирования интегрированных структур в ТЭК. Кэптивная страховая компа-
ния становится обязательным элементом структуры промышленных кор-
пораций и финансово-промышленных групп.
Список литературы
1. Демченко В. Беззащитные финансисты И Эксперт. - 1998. - № 44.
2. Николаев Н. Себя, любимого, страхуя // Нефть и капитал. - 1998. - №12.
3. Список 200 крупнейших российских страховщиков И Эксперт. - 1998. -
№ 17.
65
УДК 338.4:[577.4 + 502.3]
А.Б. Морозова
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ОПТИМИЗАЦИИ
ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ПРОЦЕССА
НА НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ
И ВОЗМОЖНЫЕ ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ
С вхождением наших предприятий в рынок в условиях либерализа-
ции цен и снятия таможенных ограничений на импорт российские нефте-
перерабатывающие предприятия столкнулись с резким падением спроса на
их продукцию. Накопившиеся на сегодняшний момент проблемы затраги-
вают все стадии производственного процесса от сырой нефти до получен-
ных конкретных товарных продуктов. К таким проблемам относятся:
- низкое качество поступающей на заводы сырой нефти — более глубо-
кая ее подготовка на промыслах позволит решить проблему ликвидации
солесодержащих стоков и, как следствие, существенно снизить загряз-
нение водоемов и создать условия для перехода предприятий на бес-
сточную систему водопользования,
- недостаточная глубина переработки нефти — увеличение глубины пе-
реработки нефти за счет вторичных процессов означает снижение мате-
риалоемкости и более эффективное использование невосполнимых
природных ресурсов,
- экономия издержек внутри предприятия — проведение мер по эконо-
мии топлива, электроэнергии и сырья,
- снижение вредного воздействия на окружающую среду;
- стабилизация финансового положения.
Все эти проблемы технически могут быть решены, но в современных
условиях предприятиям не хватает денег для проведения должных мер.
Вследствие спада производства большинство из них лишилось оборотных
средств для обеспечения стабильной работы, а значит, и собственных ис-
точников для инвестиционных программ. Необходимо, чтобы нефтепере-
рабатывающие предприятия приняли должные меры для укрепления хо-
зяйственного и финансового положения предприятий.
Государственное участие в осуществлении таких программ позволит
сохранить определенное число жизнеспособных предприятий и сформиро-
вать в стране рынок консультационных услуг. Конечно, внешняя помощь
всегда ограничена, но помощь нескольким десяткам или сотням предпри-
ятий в различных регионах страны в целях создания прецедента демонст-
рационного эффекта вполне реальна.
Однако государственное участие не сможет решить всех проблем.
Надо создавать условия для привлечения внешнего капитала — как рос-
66
сийского, так и зарубежного, но вкладывать средства в наши нестабильно
работающие предприятия, с точки зрения внешних инвесторов, крайне
рискованно. Поэтому проведение комплекса мер по повышению эффек-
тивности производства, конкурентоспособности выпускаемой продукция,
росту' производительности труда, снижению издержек производства,
улучшению управления и финансово-экономических результатов деятель-
ности предприятий становится необходимым условием для нормального
функционирования российских НПЗ.
УДК 338.4:[577.4 + 502.3]
Е.В. Евтушенко, Л.Б. Морозова
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
СТРУКТУРНАЯ ПЕРЕСТРОЙКА КАК НЕОБХОДИМЫЙ ЭЛЕМЕНТ
ОПТИМИЗАЦИИ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО
ПРЕДПРИЯТИЯ
До недавнего времени усилия органов государственного управления
в ходе экономической реформы были направлены в основном на достиже-
ние целей макроэкономической стабилизации. Однако они не переломили
негативные тенденции и не сформировали реальные предпосылки для пре-
одоления промышленного кризиса. В трудном положении оказалась неф-
теперерабатывающая отрасль промышленности. Являясь одной из самых
капиталоемких и материалоемких отраслей, она до сих пор располагает
оборудованием, основная часть которого введена в 50-70-е годы, свыше
80% оборудования устарело как морально, так и физически, что приводит
к значительным потерям тепла и электроэнергии, служит одной из причин
создания пожаро- и взрывоопасных ситуаций, не обеспечивает производ-
ство кредитоспособной продукции.
В условиях продолжающегося спада производства возрастает экс-
порт сырой нефти. При этом сокращаются ее поставки на заводы. В связи с
недостаточной загрузкой предприятий сырьем, сокращением рынков сбыта
продукции ряд установок законсервирован или выведен из эксплуатации.
Сегодня российские НПЗ значительно уступают заводам Запада по
мощности вторичных процессов. Е1апри.мер, в США объем каталитичес-
кого крекинга составляет около 40%, гидрокрекинга — 8% термокрекинга
и коксования — 22%, гидроочистки дизтоплива — 45%, а на наших пред-
приятиях эти мощности составляют соответственно 9, 23 14 и 23,1%, что
значительно влияет на глубину переработки нефти [1].
Кроме того, в рыночных условиях остро встали проблемы снижения
вредного воздействия на окружающую среду. За последние годы во мно-
67
гих странах законодательно введены или вводятся высокие требования к
качеству нефтепродуктов, и, прежде всего — с экологической точки зре-
ния. С ростом в России числа автомобилей, в том числе иностранного про-
изводства, аналогичные требования по качеству нефтепродуктов станут
нормой и для российских производителей топлива.
Решение всех перечисленных выше проблем возможно только путем
ускоренного обновления технологических процессов, оборудования, тех-
нологий, стратегического планирования и управления, т.е. структурной
перестройки предприятий.
Под структурной перестройкой предприятия понимается комплекс-
ный процесс, приводящий к коренным изменениям в деятельности пред-
приятия в целом, развитие его функциональных структур: улучшение
управления, повышение эффективности производства, конкурентоспособ-
ности выпускаемой продукции, рост производительности труда, снижение
издержек производства, улучшение финансово-экономических результатов
деятельности.
Список литературы
1. Кутлугильдин Н. Спасение отрасли — в реконструкции // Нефть Рос-
сии. - 1998. - № 9.
УДК 338.4:[577.4 + 502.3]
М.А. Халикова, И.Е. Нигматуллина
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
АМОРТИЗАЦИОННЫЕ ОТЧИСЛЕНИЯ В СОСТАВЕ
СЕБЕСТОИМОСТИ ПРОДУКЦИИ
При расчете себестоимости товарной продукции очень важно точно
определить величину издержек предприятия, реально характеризующую
их уровень.
Амортизационные отчисления в составе себестоимости продукции
нефтеперерабатывающей промышленности, как показали наши расчеты,
составляют в среднем 2,4% (табл. 1).
Таблица 1
Доля амортизационных отчислений в себестоимости продукции
(вырабатываемой группой уфимских НПЗ)
Показатель 1997г. 1998г.
Доля амортизационных отчислений в себе- стоимости товарной продукции, % 1,76 3,5
68
На современном этапе доля амортизационных отчислений в себе-
стоимости продукции низка из-за высокого процента износа основных
фондов на уфимских НПЗ - до 92%. Накопленные суммы амортизацион-
ных отчислений недостаточны для замены устаревшего оборудования -
они составляют только 8-10% капитальных вложений, необходимых для
приобретения и установки технологических линий, отвечающих современ-
ным требованиям.
Одновременно со снижением доли амортизационных отчислений в
себестоимости продукции нефтеперерабатывающей промышленности рас-
тут расходы на ремонт оборудования.
Нами был исследован вопрос начисления амортизационных отчис-
лений по группе уфимский НПЗ. Согласно Положению о бухгалтерском
учете [1] годовая сумма амортизационных отчислений может быть рассчи-
тана одним из следующих способов : линейным, уменьшаемого остатка,
списания стоимости по сумме лет срока полезного использования, списа-
ния стоимости пропорционально объему' продукции (работ). На современ-
ном этапе в нефтеперерабатывающей промышленности применяется ли-
нейный способ. В то же время, "если будущая динамика дохода имеет дос-
таточно устойчивую связь с фактической величиной выпуска продукции в
течение срока полезного использования основного средства" [1], наиболее
предпочтительно применение способа списания стоимости основных фон-
дов пропорционально объему продукции. Применение этого способа в
НИИ и НХП правомерно, так как вырабатываемая продукция однородна и
возможно прогнозирование объема ее выпуска .
Проведенные расчеты показывают, что начисление амортизацион-
ных отчислений пропорционально объему- продукции дает возможность
наиболее точно рассчитать издержки предприятия по производству нефте-
продуктов. Так, годовая сумма амортизационных отчислений увеличивает-
ся на 5-20% (при сравнении с суммой годовых амортизационных отчисле-
ний, рассчитанных линейным способом при норме амортизационных от-
числений от 5 до 16,7%).
Также изменяется доля амортизационных отчислений в себестоимо-
сти вырабатываемой продукции (табл.2).
Таблица 2
Изменение доли амортизационных отчислений в себестоимости продукции
(вырабатываемой группой уфимских НПЗ)
в зависимости от метода начисления амортизационных отчислений
Линейный метод______________Пропорциональный метод 1,
1,76% 2,1%_____ '
Кроме более точного расчета издержек по производству продукции
нефтепереработки, применение способа списания стоимости основных
средств пропорционально объему выработанной продукции дает эконо-
69
мню по налогу на прибыль ( так как амортизационные отчисления входят в
состав себестоимости продукции) и по налогу на имущество предприятия
(так как "начисленные амортизационные отчисления уменьшают остаточ-
ную стоимость основных средств"[1]).
Список литературы
1. Семенова М.В.//Бухгалтерский учет. - 1998.-№8. - С. 35-47.
УДК 338.4:[577.4 + 502.3]
С.Н. Саяпин
Ишимбайское управление буровых работ (Ишимбай)
МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СТОИМОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА
НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН И ИХ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ
Отличительной особенностью ценообразования в бурении является
то. что устанавливаются не сами цены, а преимущественно нормативы, на
основе которых рассчитывается цена каждой скважины. Специфика за-
ключается в том, что обязательные нормативы устанавливаются только на
отдельные элементы цены. В целом же цена определяется индивидуально с
использованием данных нормативов для каждой скважины. В промышлен-
ности такого рода норм не существует.
При современном уровне развития рыночных отношений сущест-
венным аспектом преобразования сметного нормирования является необ-
ходимость более полного отражения в системе нормативов требований,
обусловленных переходом на экономические методы управления. Объек-
тивная необходимость состоит в том, чтобы привести действующую сис-
тему сметного нормирования в соответствие с новыми принципами при-
менения договорных цен, которые могут эффективно функционировать
лишь в условиях значительного расширения самостоятельности и повыше-
ния ответственности участников строительства за конечные результаты.
Перестройка ценообразования в строительстве скважин должна учи-
тывать качественно новую экономическую ситуацию, которая складывает-
ся в инвестиционной деятельности. В последние годы в практику все
больше входит размещение заказов на проектирование, разработку и раз-
ведку нефтяных месторождений через открытые торги. Здесь при сравни-
тельном анализе стоимости строительства по всем оферентам заказчика не
интересует структура затрат подрядчика. Выигрывает торги оферент, у ко-
торого определенная им стоимость, а также другие параметры окажутся
наиболее приемлемыми для заказчика. Таким образом, заказчику важен
конечный результат - каковы его расходы, то есть цена услуг подрядчика,
70
и качественные характеристики результатов подрядных работ. Такой под-
ход должен получить значительно большее распространение, стимулируя
буровые организации в выборе наиболее рациональных вариантов произ-
водства, обеспечивающих экономию ресурсов и сокращение продолжи-
тельности строительства.
УДК 338.4:[577.4 + 502.3]
Е.В. Бабакина, Л.Н. Родионова
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)'
ПРОБЛЕМЫ РАНЖИРОВАНИЯ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ
В УСЛОВИЯХ РИСКА И НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ
На современном этапе рыночной трансформации экономики по-
требность РБ в капвложениях, необходимых для научно-технического пе-
ревооружения промышленности, во много раз превосходит их приток из
внутренних и внешних источников. Поэтому в сложившейся ситуации
особую актуальность приобретают вопросы определения приоритетов в
области финансирования инвестиционных проектов, выбора критериев, по
которым целесообразно отдавать предпочтение тому или иному проекту'.
Как показывает практика, инвестиционный проект, который, несо-
мненно, оптимален по одному' критерию экономической эффективности,
часто не является наилучшим с точки зрения других. Кроме того, инвести-
ции - сложный процесс, подверженный влиянию различных факторов, ко-
торые не могут быть выражены только четкими количественными вели-
чинами. Для преодоления данных трудностей необходимо применение ма-
тематических методов, которые позволят ранжировать инвестиционные
проекты по обобщающему показателю экономической эффективности.
Успешно решить поставленную задачу возможно с помощью использова-
ния аппарата векторной оптимизации и теории нечетких множеств.
Суть этого подхода сводится к следующему: каждому i-му проекту
(i=1...4) поставлено в соответствие три показателя экономической эффек-
тивности инвестиций {хij , j = 1...3} -NPV, IRR, PBP - и каждому из этих
показателей ставится в соответствие некий числовой параметр pij е [0... 1 ],
j -- 1...3. Для каждого инвестиционного проекта по набору этих парамет-
ров необходимо получить единственный числовой параметр pij, то есть
осуществить свертку критериев. Сделать это можно, например, по форму-
ле
А, = .
Для определения критериев осуществим следующую процедуру:
71
расположим инвестиционные проекты в порядке возрастания одного из за-
данных показателей, например, Р1 (то есть j=l). Затем для каждой отрасли
промышленности определим величину n/N, где п - порядковый номер про-
екта в упорядоченной последовательности, a N - общее число инвестици-
онных проектов. Рассмотрим точечную зависимость n/N от показателя Р1,
аппроксимируем ее; в результате получим функциональную зависимость
ц = ц(Р 1), где каждому инвестиционному проекту соответствует конкрет-
ное значение pij, i = 1.. .4. Осуществим аналогичную процедуру для каждо-
го из трех показателей. Получим набор числовых параметров pij, j = 1...3
для каждого i-ro проекта. Далее осуществим свертку полученных парамет-
ров, определим для каждого проекта единственный числовой параметр pi,
в соответствии с которым проводится ранжирование.
Разработанная нами методика апробирована в процессе экономиче-
ской оценки и ранжирования следующих проектов в химической и нефте-
химической отраслях промышленности региона: проекта строительства на
АО "УНПЗ" производства полипропиленовых композитов; проекта строи-
тельства на ЗАО "Каустик” производства изделий из суспензионного поли-
винилхлорида с целью расширения ассортимента выпускаемых на пред-
приятии товаров народного потребления; проекта технической реконст-
рукции сернокислотного производства на АООТ "Минудобрения", со-
стоящей в поэтапном переводе с пиритного колчедана на высококачест-
венное сырье - элементную жидкую серу; проекта комплексного строи-
тельства на Уфимском ГУП "Химпром" производства поликарбонатов и
фосгена.
УДК 338.4:[577.4 + 502.3]
Д.Ю. Вислогузов, М.Х. Хуснияров
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ЭКОНОМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ СНИЖЕНИЯ ОПАСНОСТИ
АВАРИЙ НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВКАХ НПЗ
Аварии на технологических установках нефтеперерабатывающих за-
водов (НПЗ) приводят к значительным затратам, что обусловливает необ-
ходимость проведения мероприятий по повышению безопасности про-
мышленных объектов. К основным причинами повышения риска возник-
новения аварий относят следующие:
- высокая степень износа основных производственных фондов;
- нарушение норм технологического режима;
- приоритетность текущих экономических показателей перед по-
казателями безопасности при определении приемлемого уровня затрат на
проведение мероприятий, направленных на обеспечение безопасности.
72
Решая вопрос о целесообразности внедрения методов и средств
обеспечения безопасности промышленных объектов, заинтересованные
лица, кроме всего прочего, должны правильно оценивать и представлять
последствия возможных аварий.
Экономический ущерб от аварий на технологических объектах НПЗ
складывается из следующих основных элементов:
1) стоимость выведенных из сферы производства материальных
ценностей;
2) ущерб от недовыпуска определенных видов товарной продукции
в результате выхода из строя некоторых технологических объектов;
3) затраты на ремонт существующих или строительство новых объ-
ектов;
4) затраты на компенсационные выплаты пострадавшим;
5) ущерб окружающей среде;
6) прочие непредусмотренные затраты.
В стоимость выведенных из сферы производства материальных
ценностей включается остаточная стоимость оборудования и коммуника-
ций, стоимость сырья, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, готовой
продукции и прочих материальных ценностей, пришедших в негодность в
результате аварии.
В результате повреждения и выхода из строя технологических объ-
ектов происходит нарушение нормальной технологической цепочки про-
изводства готовой продукции, что приводит к изменению ассортимента
вырабатываемой продукции и сокращению объемов ее выпуска. Таким об-
разом, ущерб от недовыпуска товарной продукции в результате выхода из
строя технологической установки определяется за весь период ее простоя
как разница между прибылью от реализации продукции НПЗ, получаемой
при условии нормальной работы установки, и прибылью, полученной по-
сле аварии. При этом необходимо учитывать возможности альтернативно-
го использования сырья и реагентов вышедшей из строя установки.
Затраты на ремонт существующих или строительство новых объ-
ектов имеют различные источники финансирования. Затраты на ремонт
существующих объектов относятся на себестоимость продукции, затраты
на строительство новых объектов относятся к капитальным затратам и
осуществляются за счет прибыли предприятия. Целесообразность строи-
тельства нового объекта должна быть обоснована соответствующим инве-
стиционным проектом.
Затраты на компенсационные выплаты пострадавшим определя-
ются в соответствии с действующим законодательством, а также коллек-
тивным договором, заключенным с работниками предприятия.
Ущерб окружающей среде, в соответствии с типовым положением о
расследовании и учете некатегорийных аварий, определяется государст-
венным инспектором по охране природы на основании представления не-
обходимых материалов руководством предприятия.
73
Понимание реальных масштабов и последствий технологических
аварий является важным условием для оценки и осуществления необходи-
мых расходов на обеспечение безопасности производства. Однако при
этом нельзя не учитывать объективно действующих законов достижения
наибольшей рентабельности производства при минимальных затратах на
его создание и эксплуатацию. Следовательно, методы обеспечения объек-
тивной безопасности производства должны быть оптимальными в эконо-
мическом отношении. В частности, неоправданное повышение надежности
оборудования вряд ли можно признать эффективным. Надо полагать, что
тенденции к сокращению капитальных вложений, производственных и те-
кущих расходов на оборудование будут сохраняться еще длительное вре-
мя. Современные методы и средства диагностики позволяют значительно
снизить риск возникновения аварий, увеличить межремонтные пробеги
оборудования и тем самым сократить время его простоя в ремонтах, сни-
зить производственные потери и повысизь качество вырабатываемой про-
дукции.
Поэтому выявление наименее надежных видов оборудования и от-
дельных его узлов и деталей является важнейшей задачей, решение кото-
рой позволит увеличить ресурс работы технологического оборудования и
снизить эксплуатационные затраты.
УДК 338.4:[577.4 + 502.3]
Э.З. Фатихов
АО “Башнефтехим” (Уфа)
ПРОБЛЕМЫ ОРГАНИЗАЦИИ РЕСТРУКТУРИРОВАНИЯ
ПРЕДПРИЯТИЙ ТЭК РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН
В научно-практическом плане задачу’ совершенствования процесса
реструктурирования предприятий следует рассматривать в двух аспектах:
углубление методов расчета экономической эффективности внедряемых
мероприятий и развитие теоретических основ эффективного внедрения но-
вовведений.
Анализ причины низкой подтверждаемости расчетов ожидаемой
экономической эффективности от реализации тех или иных нововведений,
показал, что в методах подобных расчетов не предусматривается анализ
проектов реструктурирования на наличие в них необходимых и достаточ-
ных экономико-организационных и социально-экономических предпосы-
лок эффективного функционирования промышленных систем после их
преобразования. Самый главный недостаток заключается в том, что в тех-
нико-экономических обоснованиях упускают из виду организацию реет-
74
руктурирования предприятий как отдельный важный этап. Причиной тако-
го положения прежде всего является слабо развитые основы методологии
реструктурирования систем.
Основные трудности при реструктурировании предприятий возни-
кают не столько на этапе разработки новой системы организации и управ-
ления, сколько на стадии их освоения в производстве, т.е. в процессе изме-
нения структурных соотношений в уже сложившихся хозяйственных орга-
низациях. Согласно одной из концепций современной теории организации,
в промышленных системах практически всегда протекают два различаю-
щихся и противоречивых процесса управления, направленных на поддер-
жание старой структуры организации и на создание новых структур (об-
новление существующих).
Как известно, целостность производственного процесса обеспечива-
ется экономически целесообразным поведением трех компонентов -
средств труда, предметов труда и собственно груда (людей). Анализ про-
ектов реструктурирования предприятий на целостность показал, что ре-
шенные в них задачи предписывают (описывают) поведение только пред-
метов труда и средств труда. Поведение же людей как объекта управления
(рабочие), так и субъекта управления (управленческий персонал) зачастую
вообще не регламентируется или регламентируется в крайне недостаточ-
ной степени. В результате эффект от внедрения таких проектов резко сни-
жается.
В целях достижения целостности проектов реструктурирования
предприятий необходимо учитывать рассмо тренное выше одно из важных
положений современной теории организации, согласно которому в любой
производственной системе существует диалектическое единство управ-
ляемой и управляющей подсистем, а поэтому недостатки (свойства) одной
из них не позволяют сформировать и реализовать другую подсистему на
более высоком качественном уровне. Это означает, что, разрабатывая про-
екты совершенствования производства или управления, надо одновремен-
но предусматривать мероприятия по соответствующему изменению
свойств объекта и субъекта управления.
75
УДК 338.4:[577.4 + 502.3]
З.Р. Гафарова, А.Ш. Гафаров
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ
МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
В настоящее время в Российской Федерации в разработке находится
около 840 нефтяных месторождений. Высокопродуктивные запасы круп-
ных месторождений в значительной мере уже выработаны и по ним проис-
ходит интенсивное снижение объемов добычи нефти. В разработке нахо-
дятся месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, поэтому большое
внимание уделяется разработке новых эффективных технологий повыше-
ния нефтеотдачи пластов, использование которых должно быть экономи-
чески оправдано.
В работе проведен анализ экономической эффективности примене-
ния на нефтяных месторождениях Когалымского региона новых методов
увеличения нефтеотдачи пластов, а именно: использование водоизоли-
рующего гелеобразующего состава РВ-ЗП-1, гелеобразующего состава на
основе алюмосиликатов и алюмохлоридов, кислотных микроэмульсий,
комбинированной технологии в виде последовательной закачки осадкооб-
разующего состава и вытесняющей композиции.
Оценка экономической эффективности рассматриваемых технологий
проводилась на основе методических положений по оценке эффективности
инвестиционных проектов. Вариант технологии-, рекомендуемый к внедре-
нию на конкретном объекте, выбирался по снижению себестоимости до-
бычи одной тонны нефти, росту чистой прибыли, величине накопленного
остатка денежных средств у предприятия. Если накопленный остаток де-
нежных средств, получаемый в данном случае как сумма чистой прибыли
и амортизации, имеет положительное значение, то мероприятия в принци-
пе может быть осуществлено. По всем рассматриваемым технологиям этот
показатель положителен, т.е. все предлагаемые методы воздействия на
пласты Когалымской группы месторождений осуществимы с экономиче-
ской точки зрения. Критерием выбора наиболее эффективной технологии
является величина чистого дисконтированного дохода.
По результатам анализа показателей экономической эффективности
применения рассматриваемых методов увеличения нефтеотдачи пластов на
Когалымской группе месторождений наиболее предпочтительными явля-
ются: на Кустовом месторождении - комбинированная технология, на
Тевлино-Русскинском месторождении - использование гелеобразующего
состава РВ-ЗП-1, на Дружном месторождении - гелеобразующий состав с
добавлением ПАВ, на Ватьеганском месторождении - гелеобразующий со-
76
става РВ-ЗП-1, на Южно-Ягунском месторождении - гелеобразующий со-
став на основе алюмосиликатов.
УДК 338.4:[577.4 + 502.3]
С.М. Вайншток, В.Е. Андреев, Ю.А. Котенев
ООО “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь” (Когалым),
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ
ООО “ ЛУКОЙЛ - ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ” В УСЛОВИЯХ
ПЕРЕХОДНОГО ПЕРИОДА К РЫНОЧНОЙ ЭКОНОМИКЕ
В работе предложен комплексный многоуровневый подход к. оценке
современного состояния и проблем развития нефтегазового комплекса ООО
“ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь” в условиях переходного периода к рыночной
экономике. Основные этапы исследований : классификация 168-ми объек-
тов разработки по 15-ти геолого-физическим и физико-химическим пара-
метрам пластовых систем методами теории распознавания образов (Метод
главных компонент, дискриминантный и кластерный анализы); дифферен-
цированный по выделенным группам объектов сравнительный геолого-
промысловый, геолого-статистический и технико-экономический анализ
эффективности систем разработки месторождений ТПП “ЛУКОЙЛ -
Когалымнефтегаз”, “ЛУКОЙЛ - Лангепаснефтегаз”, “ЛУКОЙЛ
Покачинефтегаз”, ‘‘ЛУКОЙЛ - Урайнефтегаз”; технико-экономический ана-
лиз применения прогрессивных гидродинамических, физических и химиче-
ских технологий извлечения нефти на месторождениях территориально-
производственных предприятий; анализ структуры остаточных геологиче-
ских и извлекаемых запасов и разработка стратегических направлений по-
вышения эффективности их выработки за счет широкомасштабного приме-
нения методов увеличения нефтеотдачи, снижения обводненности продук-
ции и системных обработок призабойных зон скважин, создание постоянно
действующих геолого-математических моделей разработки, имитационные
моделирование, прогнозирование и оптимизация технологических парамет-
ров планируемых методов воздействия на продуктивные пласты; комплекс-
ное геолого-технологическое и технико-экономическое обоснование объек-
тов, объемов и сроков внедрения мероприятий по совершенствованию сис-
тем разработки, применению методов повышения нефтеотдачи пластов,
снижению обводненности продукции и обработок призабойных зон сква-
жин.
77
Вышеуказанные методы увеличения нефтеотдачи, направленные на
воздействие в целом на пласт й интенсификацию добычи нефти, показали
достаточную эффективность в условиях платформенных месторождений
Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Обобщение опыта их раз-
работки и идентификации геолого-промысловых параметров месторожде-
ний нефти Башкортостана и Западной Сибири позволит более эффективно
доразрабатывать последние.
УДК 338.4:[577.4 + 502.3]
Е.В. Бурдыгина, Н.А. Евтюхин
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ЭНЕРГОАУДИТ УСТАНОВКИ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ
НЕФТИ
Большинство установок по переработке нефти в Башкортостане на-
ходится в эксплуатации от 30 до 50 лет, следовательно, уже давно мораль-
но устарели, поэтому проведение на них энергоаудита, выявляющего не-
рациональное использование как тепло- так и электроэнергии с современ-
ной точки зрения, является задачей актуальной.
Анализ задействованного на установках первичной переработки
нефти теплотехнического оборудования показывает, что оно имеет широ-
кий спектр конструкций, а именно-, кожухотрубчатые теплообменники (с
U-образными трубками и плавающей головкой), конденсаторы и холо-
дильники погружного типа (змеевиковые и секционные), конденсаторы
воздушного охлаждения, нагревательные печи и многое другое оборудова-
ние.
Исходя из всего многообразия вышеперечисленного оборудования,
на примере установки АВТМ-1 Ново-Уфимского НПЗ все оборудование
этой установки было разделено на четыре блока, которые представляют
собой следующие энергетические системы:
1. Система подогрева нефти, поступающей на установку. Эта система
состоит из теплообменной аппаратуры (кожухотрубчатых теплообменни-
ков), в которой осуществляется нагрев нефти за счет физической теплоты
отходящих технологических потоков из ректификационных колонн. При
анализе этой системы было выявлено, что скорости как горячего, так и хо-
лодного теплоносителей гораздо меньше, чем рекомендуемые для подоб-
ных нефтепродуктов. Также теплотехнический расчет показал, что кожу-
хотрубчатые теплообменники установлены большей поверхности нагрева,
чем это требуется, что приводит к недоиспользованию установленных ап-
паратов.
78
2. Система нагрева отбензиненной нефти в печах. На данной уста-
новке задействованы нагревательные печи двух видов - двухскатная гори-
зонтальная и вертикальная печи. При расчете этих печей было выявлено,
что эксергетический к.п.д. меньше теплового более чем в два раза. Причи-
ной этого, как известно, является внутренняя и внешняя необратимость
протекания реальных физических процессов. Для печей это наиболее ярко
выражено, тж. имеет место несовершенство процесса горения, передачи
тепла от продуктов сгорания к нагреваемому потоку. Последнее происхо-
дит из-за неразвитости теплопередающих поверхностей в печах и плохим
процессом теплопередачи от внутренней поверхности радиантных труб
печи вследствие двухфазности технологического потока (парожидкостная
смесь) [1].
3. Система ректификационных колонн. Установка АВТМ-1 включает
в себя четыре ректификационные колонны, каждая из которых обеспечи-
вает отбор определенной фракции. В этих колоннах используются колпач-
ковые и желобчатые тарелки, которые являются наиболее распространен-
ными в нефтехимической промышленности.
4. Система охлаждения технологических потоков. В этой системе за-
действованы холодильники различных конструкций: погружные холо-
дильники змеевикового типа, конденсаторы погружные секционные (сек-
ция “Лумус”) для конденсации паров бензина, кожухотрубчатые холо-
дильники и аппараты воздушного охлаждения (АВО). В качестве охлаж-
дающего теплоносителя в АВО используют воздух, в остальных аппаратах
- оборотную воду. Одним из существенных недостатков этих холодильни-
ков является значительные отложения на теплопередающей поверхности
со стороны оборотной воды в связи с ее сильным загрязнением и высокой
температурой. Кроме того, скорости нефтепродуктов более чем в десять
раз меньше рекомендуемых из-за больших внутренних диаметров змееви-
ков. Все вышеуказанные недостатки оказывают негативное влияние на
процесс теплоотдачи, в результате не обеспечивается полная конденсация
паров бензина, что приводит к потере ценных компонентов, а также неф-
тепродукты отходят в парк с высокой температурой, что ухудшает их ка-
чество.
Рассматривая все вышеуказанные системы, можно сделать вывод о
необходимости повышения энергетической эффективности установки
АВТМ-1, что возможно сделать на действующем оборудовании при мини-
мальных капитальных затратах. Так, например, по системе подогрева неф-
ти рациональное перераспределение потоков с большим использованием
физической теплоты отходящих нефтепродуктов позволит убрать поток
нефти, направляемый в печь для нагрева, в результате будет реальная эко-
номия топлива. Кроме того, такое перераспределение потоков обеспечит
более глубокое охлаждение нефтепродуктов, что, в конечном счете, позво-
лит отказаться от ряда холодильников.
79
Если рассмотреть блок по конденсации бензина, то его полная кон-
денсация позволит улучшить экологический, энергетический и экономиче-
ский показатели. Так, экономический расчет показал, что доохлаждение
бензина с 55 до 35 °C позволит сэкономить 810 т бензина в год, поэтому
установка доохладителя бензина экономически обоснована.
Список литературы
1. Евтюхин Н.А., Бурдыгина Е.В., Бакиев Т.А. Анализ процесса теплопере-
дачи системы “газожидкостная фаза-жидкость”: Тез. докл. // Проблемы
эффективного использования энергоносителей и низкосортных топлив в
промышленности / Материалы Междунар. конф. - Саратов, 1998. - С.75-78.
УДК 338.4:[577.4 +502.3]
А.Е. Щепетов
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ПРОЦЕСС ОПТИМИЗАЦИИ ТРАНСПОРТНЫХ РАСХОДОВ
ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
НА ОСНОВЕ ПРИМЕНЕНИЯ СИСТЕМ КОМПЬЮТЕРНОЙ
АВТОМАТИЗАЦИИ
Разветвленная сеть магистральных трубопроводов большой протяжен-
ности обусловливает большую величину эксплуатационных расходов. За-
траты на доставку строительных грузов на трассу занимают основную до-
лю расходов при ремонте газопроводов.
Эффективность капитальных вложений в дорожное строительство в
районах со сложными инженерно-геологическими условиями может быть
достигнута только на основе комплексного подхода к проблеме проекти-
рования и строительства дороги (или вдольтрассового проезда) с обяза-
тельным учетом всех природных факторов и обстоятельств, определяемых
конкретными условиями, а также влияние дороги на окружающую среду,
учет на стадии проектирования требований безопасности движения транс-
портных средств. Существенное снижение расходов возможно за счет вы-
бора оптимальной транспортной схемы снабжения трассы трубопровода
материалами и техникой.
Выбор оптимальной транспортной схемы по доставке строительных
грузов на трассу эксплуатируемых трубопроводов, как правило, происхо-
дит путем сравнения двух или нескольких возможных вариантов. Крите-
рием оптимальности в данном случае принимается минимальность транс-
портных расходов.
80
Большое количество искусственных и естественных препятствий,
объездов, точек выезда на трассу усложняет построение эпюры транспорт-
ных расходов и в случае рассмотрения больших участков приводит к не-
обоснованным затратам трудовых ресурсов. Применение автоматизиро-
ванных систем расчета - одно из решений подобных проблем.
Разработанная методика и алгоритм расчета транспортных затрат
были положены в основу создания комплекса программ для решения зада-
чи оптимизации транспортной схемы по доставке строительных грузов и
техники на трассу эксплуатируемого трубопровода. Исходными данными
для работы являются: километраж выхода подъездной дороги, длина подъ-
ездной дороги, характеристика покрытия подъездной дороги, наличие ис-
кусственных и естественных препятствий вдоль трассы, наличие объездов,
условия вдоль трассы. Результатом работы являются: представленная в
графическом виде эпюра транспортных расходов, величина транспортных
расходов.
Методика и основанное на ней программное обеспечение использо-
вались для разработки рациональной транспортной схемы обслуживания
газопроводов, находящихся в эксплуатации предприятия «Пермтрансгаз»
РАО «Газпром».
УДК 338.4:[577.4 + 502.3]
Л.И. Васильева. В.М. Картак, Л.М. Карамова, Т.И. Григорчук
Уфимский государственный авиационный техшгческий университет,
Уфимский государственный нефтяной 1схнический университет (Уфа)
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ
В ХИМИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
В химической промышленности часто возникает проблема оптималь-
ного распределения ресурсов, которая сводится к решению следующей за-
дачи: из объектов заданной меры Lj ,j = требуется получить путем
размещения т различных элементов заданной меры /у и комплектности
/>,,/ = Искомым является размещение, минимизирующее общий
расход объектов.
Данная проблема принадлежит к классу NP-трудных задач, поэтому
для получения точного решения применяется алгоритм полного перебора.
В качестве такого метода здесь используется метод "ветвей и границ".
В докладе приводится алгоритм, основанный на последовательно оди-
ночном заполнении элементов с возвратом (ПОЗЭВ). Для сокращения пе-
ребора используются отсечения, базирующиеся на свойствах эквивалент-
81
ности и доминантности. Дана оценка сложности представленного алгорит-
ма.
Далее рассматривается сопряжение данного алгоритма с задачей ли-
нейного программирования. На первом этапе сопряжения решается задача
линейного программирования (ЛП) без учета условия целочисленности. На
втором этапе, основываясь на полученном решении ЛП, строим задачу ос-
татка, которая решается с помощью ПОЗЭВ. Этот прием позволяет полу-
чать оптимальное целочисленное решение для задач с большим числом
элементов. Для повышения эффективности данного подхода используется
метод группировки, основанный на приёме объединения элементов с близ-
кими мерами в общие группы. Доказанная лемма показывает, что данное
обобщение не приводит к потере оптимального решения при соблюдении
дополнительных условий.
Алгоритмы программно реализованы на ПЭВМ. Проведены расчеты и
численное сравнение с данными в [1].
Список литературы
1. Schwerin Р. and Wascher G. A new lower bound for the Bin-Packing
Problem and its integration into MTP. Betriebswirtschaftliche
Diskussionsbeitrage, Beitrag Nr. 98/26. Martin-Luther Universitat Halle-
Wittenberg, 1998.
УДК 338.4.(577.4 + 502.3]
Г.Р. Шагалеева, P.P. Сафина
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ИНФОРМАЦИОННОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ
ФИНАНСАМИ ПРЕДПРИЯТИЯ
Процесс управления материальными и денежными потоками основан
на использовании финансовой информации.
Толкование и интерпретация финансовой информации в процессе
управления зависит прежде всего от компетентности принимающего ре-
шения. Однако полнота отражения и адекватность предоставленной ин-
формации событиям хозяйственной жизни - это задача системы учета.
Таким образом, бухгалтерский учет, осуществляющий измерение, об-
работку и передачу финансовой информации, является основой при выбо-
ре альтернативных вариантов использования ограниченных финансовых
ресурсов и формирует информационную базу системы управления финан-
совыми потоками.
82
В связи с этим с особой актуальностью встает вопрос о системе бух-
галтерского учета, которая в определенной степени обеспечивала бы фор-
мирование финансовой информации, соответствующей определенным ка-
чественным характеристикам.
Для оценки полезности учетной информации Комиссией по стандар-
там финансового учета США были разработаны качественные характери-
стики - значимость и достоверность.
Значимость информации реализуется в наличии обратной связи (под-
тверждение ожидаемых предположений); своевременности (поступление к
пользователю в нужное время) и прогнозной ценности (применимости при
составлении планов).
Достоверность информации отражает степень соответствия учетных
записей фактам хозяйственной жизни.
Требования, предъявляемые к учетным данным как основе принятия
финансовых и управленческих решений, объективно требуют повышения
надежности системы учета. Надежность учета может быть достигнута пу-
тем реализации на каждом этапе процесса обработки информации сле-
дующих процедур:
1) выполнение операции;
2) контроль выполнения операции;
3) анализ результата операции.
Модель такой системы учета можно представить в виде схемы:
2 уровень.
Обработка бухгалтерских
данных
А. ... ' А
Контроль Анализ
3 уровень.
Финансовая отчетность
А
Анализ
Представленная модель наиболее полно реализована в автоматизиро-
ванных системах бухгалтерского учета.
В системе 1С:Бухгалтерия вышеперечисленные процедуры имеют
следующее содержание.
Учетные процедуры - формируют бухгалтерские данные (создание
первичных документов; формирование учетных регистров; формирование
отчетов: стандартных, регламентированных и специальных).
Контрольные процедуры - позволяют повысить эффективность внут-
реннего контроля:
83
1) снижают несистемный риск (арифметические ошибки, неправиль-
ный ввод корреспондирующих счетов);
2) обеспечивают учет всех выписываемых на предприятии докумен-
тов (счетов, счетов-фактур, доверенностей, накладных, приходных и рас-
ходных кассовых ордеров);
3) снижают системный риск - риск нарушения методологии учета в
части формирования учетный регистров.
Аналитические процедуры - обеспечивают формирование отчетов для
целей финансового и управленческого учета по заданному критерию на
любую дату с заданной степенью детализации (за установленный пользо-
вателем период; наличие многоуровневой аналитики; возможность анализа
влияния каждой операции на изменение финансовой отчетности).
Таким образом, представленная модель учета в определенной мере
позволяет решить проблему формирования финансовой информации,
удовлетворяющей критериям значимости и достоверности, с целью ис-
пользования ее в системе управления финансами предприятия.
УДК 338.4:[577.4 +502.3]
Л.Н. Родионова, В.Н. Лапшин
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа),
АО "Южно-Уральская нефтепромышленная компания "Континент" (Уфа)
ПРОБЛЕМЫ ФОРМИРОВАНИЯ ОРГАНИЗАЦИОННОЙ
СТРУКТУРЫ ФПГ
В плановой экономике основным критерием объединения различных
структур была народно-хозяйственная эффективность. В рыночной эконо-
мике действует критерий локальной коммерческой прибыльности. Это
приводит к тому, что разнообразие форм объединений существенно выше,
чем в плановой. Однако управлять крупнейшими из образовавшихся за по-
следние годы финансово-промышленных групп сложно сразу по следую-
щим причинам: из-за масштаба; ввиду разнородности объектов управле-
ния; в силу “несвязанности” этих объектов между собой; отсутствует цен-
трализованный механизм финансирования такой группы, а значительная
часть этих объектов сохраняет менталитет получения дешевых государст-
венных денег; внутри группы не существует единых стандартов управле-
ния; не существует обоснованных рекомендаций по созданию эффек-
тивной структуры для таких групп.
84
Элементная подсистема, связанная с логистикой производственной
деятельности компании (линейной структурой), а также функциональная
подсистема, объединяющая подразделения с функциями, управляющими
по отношению к элементам (бизнес-планирование, учет, финансы, персо-
нал), и различные способы их сочетания - порождают известные в ме-
неджменте варианты организационных структур: линейно-функци-
ональную, дивизиональную и матричную. Российские ФПГ построены по
либо по линейно-функциональному, либо по дивизиональному принципу.
. Однако не каждая организация может позволить себе иметь пра-
вильно организованную структуру. Для этого в соответствии с норматива-
ми управления нужно иметь определенный штат специалистов, которые
должны иметь определенную квалификацию, обеспечить его финансиро-
вание. Эффективность типов структур можно сравнивать только для хо-
рошо организованных структур и бессмысленно это делать в плохо орга-
низованных структурах, к какому' бы типу они ни относились.
Основные правила разработки организационной структуры фирмы
можно представить следующим образом: каждая функция, реализуемая
фирмой, должна быть закреплена за конкретной службой; недопустимо за-
крепление одной функции за несколькими службами; иерархия служб не
должна подчинять одному субъекту управления более шести-семи объек-
тов. Но основное в правильно организованной структуре - это контроль:
необходимо контролировать финансовые потоки, которые должны
однозначно совпадать с отчетностью по материальным потокам. То
есть, необходима интегрированная система, когда из локальных блоков
возникает взаимосвязанная картина. Для российских компаний (и особен-
но ФПГ) кроме организационных структур большое значение приобретают
финансовые структуры, которые дают иное разбиение организации, на ос-
нове других критериев - но центрам финансового учета (ЦФУ). И орга-
низационная структура в определенном смысле должна подчиняться
финансовой. Появлеш1е в группах ЦФУ позволяет переходить от админи-
стративных к финансовым методам управления, когда эффективность под-
разделения определяется не качеством выполнения закрепленных за ними
функций, а финансовыми результатами.
По мнению экспертов, организационные структуры большинства
российских компаний (независимо от происхождения) по многим парамет-
рам не соответствуют не только условиям современной рыночной эконо-
мики, но и общим правилам построения корпоративных структур и соот-
ветственно - надежных и эффективных систем.
85
УДК 338.4:[577.4 +502.3]
С.А. Кириллова
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
МЕТОДИКА УЧЕТА ВЛИЯНИЯ АВТОТРАНСПОРТА
НА СОСТОЯНИЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
Характерной чертой современного этапа перехода к рынку в сфере
природопользования является отсутствие централизованных государст-
венных субсидий для стабилизации и улучшения качества окружающей
природной среды. Поэтому финансирование экологических программ про-
изводится, как правило, за счет средств системы внебюджетных государ-
ственных экологических фондов, основным источником формирования ко-
торых являются платежи предприятий и организаций за загрязнение окру-
жающей среды.
В этих условиях нельзя не учитывать все возрастающего загрязнения
атмосферного воздуха автомобильным транспортом. Его суммарные вы-
бросы по всей России насчитывают десятки миллионов тонн в год. В Рес-
публике Башкортостан валовые выбросы вредных веществ (ВВ) от транс-
портных средств составляют половину всего объема выбросов.
Каким же образом оценивается уровень экологической компенсации
за загрязнение атмосферы городов республики автотранспортом? В соот-
ветствии с [1]. размер годовых платежей за выбросы в атмосферу ВВ пере-
движными источниками устанавливается на основании дифференцирован-
ных ставок платы, определяемых видом и количеством потребляемого то-
плива. Указанный Порядок не учитывает реального уровня загрязнения
атмосферы, истинного количества выбросов транспортными средствами
вредных веществ (действие [1] не распространяется на автотранспорт, на-
ходящийся в частном владении, доля которого, на примере РБ, составляет
86 % от общего количества), их относительной опасности, суммирующего
действия ВВ на человека.
Для оценки реального уровня экологического ущерба и экологиче-
ской компенсации предлагается подход, в основе которого - ставки платы
за выброс одной тонны ВВ от стационарного источника, зависящие от вида
и размера годового выброса вредных веществ автомобилями различных
групп.
Для реализации предложенного подхода нами разработана «Методи-
ка расчета выбросов загрязняющих веществ с отработавшими газами авто-
транспорта» на основе удельных выбросов вредных веществ - СО, СН,
NOX, образующихся при сжигании горючего различного типа (бензин, ди-
зельное топливо, сжатый газ) в двигателях автомобилей трех групп - лег-
ковых, грузовых и автобусов. Методикой предусматривается возможность
определения количества израсходованного горючего на основании показа-
86
ний спидометра и базовых линейных норм расхода топлива на пробег ав-
томобиля. Методикой учитывается также изменение выбросов ВВ в зави-
симости от: типа местности, численности жителей населенного пункта,
различных факторов эксплуатации автотранспортного средства.
Предложенный подход в большей мере, чем [1], позволяет оценить
реальный уровень вредных выбросов и уровень экологической компенса-
ции, так как учитывает не рассматриваемый ранее автопарк частных вла-
дельцев, а также взаимосвязь реального состояния загрязненности атмо-
сферы города и условий эксплуатации автомобильного транспорта. Эколо-
гическая компенсация при этом должна иметь целевой характер и направ-
ляться на мероприятия, связанные с комплексной экологизацией авто-
транспортного комплекса.
Список литературы
1. Постановление Кабинета Министров Республики Башкортостан
от 17 марта 1998 года № 44 «Об утверждении Порядка определе-
ния и взимания платы за выброс в атмосферу загрязняющих ве-
ществ от передвижных источников».
УДК 338.4:[577.4 + 502.3]
Б.В. Палюх, А.Н. Ветров, Д.А. Никольский
Тверской государственный технический университет (Тверь)
АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА МОНИТОРИНГА
ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ДЛЯ ПОТЕНЦИАЛЬНО-ОПАСНЫХ
ОБЪЕКТОВ ГОРОДСКОГО ХОЗЯЙСТВА
Система мониторинга окружающей среды для потенциально-опасных
объектов является частью системы мониторинга безопасности городского
хозяйства.
К потенциально-опасным объектам относятся промышленные пред-
приятия, являющиеся источником загрязнения воздушной и водной среды,
почвы и др.[1]. Локализация и предупреждение выбросов загрязняющих
веществ (ЗВ) этими объектами является основной задачей системы мони-
торинга окружающей среды.
Анализ требований к системе мониторинга окружающей среды для по-
тенциально-опасных объектов выявил необходимость реализации сле-
дующих основных функций:
87
• определения оптимальных координат автоматических датчиков и по-
строения оптимальной сети сбора экологической информации на их
основе;
• определения концентрации загрязняющих веществ в любой точке на
территории города (данная функция предполагает интерполирование
значения концентрации загрязняющего вещества в любой точке на тер-
ритории города на основе данных, полученных в точках съема эколо-
гической информации);
• определения локальных очагов повышенной концентрации загрязняю-
щих веществ (поиск локальных экстремумов функции концентрации
загрязняющих веществ);
• построения изолиний, визуально характеризующих концентрацию оп-
ределенного вещества на территории города (отображение линий уров-
ня концентраций определенного вещества);
• сопряжения данной системы с геоинформационной системой (ГИС), с
целью отображения полей концентраций загрязняющих веществ как
дополнительных слоев ГИС города.
В результате исследования проблемы построения данной системы были
разработаны следующие методики.
1. Методика размещения датчиков на территории города. Определение
координат датчиков осуществляется на основе расчета точек равно-
мерно распределенных последовательностей [2]. Основной особенно-
стью данной методики является возможность наложения на распреде-
ление точек различных ограничений, как то: черта города, ограниче-
ния, связанные с рельефными, климатическими, демографическими и
др. особенностями города.
2. Методика интерполяции значения концентрации ЗВ в любой части
города и визуализации экологической информации. Для интерполяции
используется метод кусочно-линейной интерполяции. Основной осо-
бенностью данного метода является быстродействие, что позволяет
осуществлять визуализацию экологической информации в реальном
времени.
3. Методика отображения полей концентраций загрязняющих веществ в
геоинформационной системе. Наложение этих полей на слои ГИС по-
зволяет визуально определить, какие из объектов городского хозяйст-
ва находятся в зоне повышенной концентрации определенного ЗВ.
Список литературы
1. Кафаров В.В., Иванов В.А. Проблемы обеспечения эксплуатационной
безопасности и надежности химических производств. - М.: ВИНИТИ,
1992.- 188 с.
2. Соболь И.М., Статников Р.Б. Выбор оптимальных параметров в зада-
чах со многими параметрами. -М.: Наука, 1981. - 110 с.
88
УДК 338.4:[577.4 + 502.3]
И.Е. Дубовик
Башкирский государственный университет (Уфа)
МОДЕЛИРОВАНИЕ СТРУКТУРООБРАЗОВАНИЯ В СЛОЖНЫХ
БИОУГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМАХ
Углеводородные компоненты нефти можно разделить на три груп-
пы: пара-, диа- и нейтральные (немагнитные) молекулы, которые различа-
ются по энергии парного взаимодействия, что используется при моделиро-
вании поведения таких систем в различных средах. При попадании в поч-
ву нефтепродуктов создается новый тип системы, в которой углеводоро-
ды начинают взаимодействовать с педобионтами, обладающими опреде-
ленными поверхностно-активными свойствами. Значение данного пара-
метра зависит, по-видимому, от морфологических и физиологических
свойств организмов. При изучении агрегации почвенных частиц водорос-
лями было выявлено, что поверхностно-активные свойства представителей
альгофлоры увеличиваются в ряду: одноклеточные, нитчатые, колониаль-
ные. Эти свойства водорослей можно использовать в качестве аналога
энергии взаимодействий. Как показали наши эксперименты по взаимодей-
ствию групп водорослей и углеводородов в водной среде, наблюдается
критическая концентрация углеводородов, при которой водорослевые
группировки демонстрируют коллективный агрегационный эффект, кото-
рый можно использовать для оценки уровня поверхностной энергии раз-
личных водорослей. Полученные значения можно применять при компью-
терном моделировании развития сложной системы, состоящей из углево-
дородов и почвенных организмов (например, с использованием принципов
кластер-кластерной агрегации). В качестве одного из компонентов можно
вводить водоросли, размер которых измеряется в микронах, поэтому для
них взаимодействие с углеводородами будет определяться поверхностно-
активными свойствами.
89
УДК 338.4:[577.4 + 502.3]
Н.А. Киреева, В.В. Водопьянов
Башкирский государственный университет, Уфимский государственный
авиационный технический университет (Уфа)
МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ
БИОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРИЕМОВ ДЕГРАДАЦИИ НЕФТИ
В ПОЧВЕ
Прогрессирующее нефтяное загрязнение требует разработки биотех-
нологических приемов, направленных на интенсификацию процессов био-
разложения углеводородов и восстановления плодородия сельскохозяйст-
венных земель. Разработка приемов рекультивации для ускорения биоде-
градации нефти в почве требует, прежде всего, достаточного изучения это-
го процесса. В предыдущих работах авторов были предложены математи-
ческие модели биодеградации нефти в естественной почве. Целью данной
работы явилось построение математической модели биодеструкции нефти
в почве ассоциацией углеводородокисляющих микроорганизмов (УОМ).
Нами ранее на основе изучения разложения нефти в стерильной поч-
ве под действием физико-химических факторов была предложена двух-
компонентная математическая модель биодеградации нефти в почве:
f X с
— • — — А о .
где sit) = st(t) ~ s2(t) - количество оставшейся в почве нефти в момент вре-
мени /; S)(t) - составляющая нефти, которая может быть разложена под
действием физико-химических факторов; s2(t) - составляющая нефти, ко-
торая разлагается за счет микрофлоры почвы.
В целях изучения процесса биодеградации нефти в почве под дейст-
вием ассоциации У ОМ строилась математическая модель разложения неф-
ти в стерильной почве и в естественных условиях, т.е. модель действия
двух факторов на разложение При этом предполагалось, что влияние вне-
сенной ассоциации УОМ можно учесть одномоментно - в момент его вне-
сения, пренебрегая дальнейшей динамикой разложения (развития) УОМ. В
математической модели (1) теперь вместо фактора - микрофлора, выступал
фактор - ассоциация УОМ. Скорость разложения нефти в стерильной поч-
ве под действием ассоциации УОМ практически не зависит от первона-
чальной степени загрязнения. При этом степень погрешности построенной
математической модели достаточно низкая (относительная погрешность не
превышает 2,5%), однако превышает погрешность модели (1), применен-
ной к биодеградации нефти в естественной почве. По-видимому, это свя-
зано с тем, что наше предположение об одномоментности действия ассо-
90
циации сказывается на точности модели. Ассоциация УОМ продолжает,
вероятно, действовать еще достаточно длительное время. Однако получен-
ные результаты показывают, что в дальнейшем это действие незначитель-
но.
Попытка применить модель типа (1) для биодеградации нефти под
действием ассоциации в естественной почве привела к резкому росту по-
грешности. Это связано с тем, что в этой ситуации необходимо учитывать
влияние трех факторов отдельно: 1) физико-химических условий; 2) мик-
рофлоры, существующей в почве в момент внесения нефти; 3) внесенной
ассоциации УОМ. Также нельзя пренебрегать и микрофлорой, сущест-
вующей в почве, которая под действием ассоциации, вероятно, активизи-
руется. Однако последней мы пренебрегли и рассмотрели следующую мо-
дель биодеградации нефти:
dt
d sAA ,
где s(t) = S;(t) + S3(t) - количество оставшейся в почве нефти в мо-
мент времени t; Si(t) - составляющая нефти, которая может быть разложе-
на без участия ассоциации и естественной микрофлоры; sAt) - составляю-
щая нефти, которая разлагается за счет ассоциации; s3(t) - составляющая
нефти, разлагаемая под действием естественной микрофлоры.
Расчет по предложенной математической модели по эксперимен-
тальным данным для коэффициентов у, X и v в случае, когда остальные ко-
эффициенты взяты из модели (1) при низких концентрациях загрязнителя
(0.5 и 5 %), дает небольшую относительную погрешность этой модели (до
5%). Однако при высоких дозах загрязнителя погрешность возрастает.
Исходя из полученных данных, можно сделать следующие выводы:
1) методика расчленения на отдельные факторы позволяет получить
достаточно хорошие адекватные математические модели биодеградации
нефти в почве под действием УОМ, однако взаимное влияние этих факто-
ров становится достаточно существенным и это отражается в резком изме-
нении коэффициентов в модели по сравнению с моделью в стерильной
почве;
2) в случае внесения в почву ассоциации УОМ его влияние на про-
цесс разложения нефти в почве преобладает над влиянием других факто-
ров. Под действием этого фактора разлагается в первый год до 60% нефти.
91
УДК 338.4:[577.4 + 502.3]
Н.А. Киреева, Г.Ф. Ямалетдинова, А.М. Мифтахова
Башкирский государственный университет (Уфа)
ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПОЧВ, ЗАГРЯЗНЕННЫХ
ВЫБРОСАМИ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ПРОИЗВОДСТВ
В настоящее время нефть и ее персистентные компоненты признаны
приоритетными загрязнителями окружающей среды, особенно в районах
ее интенсивной добычи, транспортировки и переработки. Нефтяное за-
грязнение приводит к изменению свойств почвенного покрова, снижению
плодородия. При проведении агроэкологических исследований необходи-
мо выявить не только присутствие загрязнителя, но и определить воздей-
ствие его на биологическую систему почвы, для чего возможно использо-
вать определенные биодиагностические показатели. Для биоиндикации
почв, загрязненных различными дозами нефти, были использованы сле-
дующие показатели, которые отражают реакцию биологической системы
почвы на определенном уровне ее организации: 1) активность аскорбаток-
сидазы - доклеточный уровень; 2) видовое разнообразие почвенных мик-
роскопических грибов (микромицетов) - популяционный уровень. На док-
леточном уровне организации биологической системы почвы чувствитель-
ными к изменению факторов внешней среды являются ферменты. Загряз-
нение почвы нефтью стимулировало активность аскорбатоксидазы на 30-
50% в зависимости от дозы нефти в течение всего периода наблюдений.
Достоверные различия в ферментативной активности почвы можно ис-
пользовать в качестве одного из биодиагностических показателей на за-
грязнение нефтью. На популяционном уровне изучалось изменение видо-
вого разнообразия комплекса почвенных микромицетов при воздействии
токсиканта. Установлено, что высокий уровень загрязнения нефтью не
только обедняет, но и формирует новые, нетипичные для данной почвы
комплексы грибов, в которых доминируют виды с фитотоксическими
свойствами.
УДК 338.4:[577.4 + 502.3]
М.Ю. Шарипова
Башкирский государственный университет (Уфа)
АЛЬГОИНДИКАЦИЯ ТЕХНОГЕННЫХ ЛАНДШАФТОВ
Альгоиндикация как одно из направлений биоиндикации использу-
ется для оценки состояния окружающей среды. По реакции альгоценозов
92
оценивают характер и степень антропогенного воздействия. Водоросли
встречаются практически повсеместно, в том числе и на территориях,
подвергшихся катастрофическим воздействиям, в этом случае они являют-
ся "пионерами" растительности и создают условия для поселения других
живых организмов. Таким образом, в ряде случаев водоросли являются
единственными представителями автотрофного блока наземных ландшаф-
тов.
При альгоиндикации учитывают изменения качественного и количе-
ственного состава альгогруппировок, то есть составляют матрицы видово-
го состава водорослей, выявляют доминанты и субдоминанты. О степени
нарушения судят по характеру изменения альгогруппировок на участке,
подвергшемся антропогенному воздействию, и контрольном, т.е. наблю-
дают перестройку структуры сообществ. Кроме того, выявляют индика-
торные виды водорослей, поскольку водоросли благодаря стенотопности
многих видов способны расти н развиваться только в определенных усло-
виях существования. Очень чувствительной к условиям внешней среды
является структура фитопланктона. Наряду с численностью, биомассой,
обилием видов в качестве показателей загрязнения используются также
индекс видового разнообразия и информационные индексы.
Водоросли используют в токсикологическом контроле для установ-
лении токсичности многих веществ, таких как соединения тяжелых метал-
лов, продукты нефтеперегонки, пестициды. Для токсикологического кон-
троля используют зеленые водоросли из родов Scenedesmus Meyen, Ankis-
trodesmus Corda, Chlamydomonas Ehr., Rhizoclonium Kutz.
При отборе регистрируемых показателей важно учитывать и функ-
циональные показатели, т.е. изменения скорости, характера роста отдель-
ных индикаторных видов водорослей, биохимического состава их клеток.
Индикацию можно проводить не только на уровне видов, но и на уровне
крупных таксонов, таких как отделы. В частности, нами при изучении тех-
ногенных ландшафтов нефтеперерабатывающих заводов городов Уфы и
Салавата, ПО "Химпром" было установлено, что наибольшее видовое раз-
нообразие характерно для отдела зеленые водоросли; по численности до-
минировали кроме зеленых еще и некоторые виды диатомовых и сине-
зеленых водорослей. Был исследован не только видовой состав, но и оби-
лие водорослей, спектр жизненных форм, проведен анализ активности ви-
дов водорослей, рассчитаны индексы разнообразия и сходства. Встречае-
мость диатомовых и сине-зеленых водорослей составляла 60-80% соот-
ветственно. В почвенных образцах доминирующее положение занимали
три вида одноклеточных водорослей: Chlorococcum sp., Chlorella vulgaris,
Chlamydomonas atactogama. Встречаемость этих видов в пробах составила
33%. Таким образом, эти виды зеленых водорослей обладают высокой ус-
тойчивостью к нефтепродуктам. Видовое разнообразие почвенных водо-
рослей заметно снижалось по мере приближения к действующим установ-
кам по переработке нефти и нефтепродуктов. Желто-зеленые водоросли
93
являлись наиболее чувствительной группой к нефтехимическим загрязне-
ниям. Анализ альгофлоры по жизненным формам показал, что преобла-
дающими в пробах почв были представители СН-, Р-, В- жизненных форм
водорослей, т е. в условиях сильного антропогенного пресса преимущест-
венное развитие получают водоросли-убиквисты, устойчивые к загрязне-
ниям. Установлено, что альгофлора грунтов этих промышленных предпри-
ятий является сильно деформированной.
При исследовании перифитонных группировок водорослей и фито-
планктона реки Белой в районе г. Белорецка под влиянием стоков метал-
лургического комбината также были выявлены значительные изменения в
распределении и составе водорослей. На всем протяжении изучаемого уча-
стка наблюдалась смена доминирующих видов водорослей по количеству
клеток и биомассе. Причем, более показательным было изменение эпи-
фитных группировок водорослей. Были выявлены доминирующие группи-
ровки диатомовых водорослей, по изменению численности отдельных ви-
дов которых можно судить о степени загрязненности.
Изменение структуры альгогруппировок под влиянием тех или иных
токсических веществ можно наблюдать и в модельных альгоценозах. Так,
нами были проведены длительные эксперименты по действию свинпа на
структуру модельных альгоценозов. Установлена динамика изменения
видового состава альгоценозов, численности и биомассы отдельных
таксонов и доминирующих группировок. Под действием токсиканта
происходило снижение видового разнообразия, резкое уменьшение
численности видов отдела Chlorophyta и массовое развитие нитчатых сине-
зеленых водорослей..
Таким образом, по реакции альгоценозов можно оценивать антропо-
генное воздействие и на наземные, и на водные экосистемы.
УДК 338.4:|577.4 + 502.3]
Ф.Б. Шкундина, Е.А. Захарова
Башкирский государственный университет (Уфа)
ЭКОЛОГИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ТЕРРИТОРИИ ИШИМБАЙСКОГО
СХЗК ПО ВОДОРОСЛЯМ
Ишимбайский СХЗК строился на базе Ишимбайского нефтеперера-
батывающего завода, который функционировал на данной территории с
1930 по 1990 годы. Почва за этот период подверглась очень сильному воз-
действию нефти и нефтепродуктов. На территории завода остались нефте-
хранилища, которые йспользуются в настоящее время. Основным источ-
ником токсических отходов (нефтешламов) в настоящее время является
94
пропарочная станция. На территории завода было заложено 11 точек отбо-
ра. Изучались почвенные и водные водоросли (Вассер, 1989; Кузяхметов,
1986).
Наиболее разнообразно в почвенных образцах были представлены
Cyanophyta. В пробе, отобранной около цеха по производству цеолитов
(основной загрязнитель - алюмосиликатная пыль), отмечено 10 видов си-
незеленых, наиболее разнообразны здесь были и Bacillariophyta. Однако в
этой пробе была наименьшая встречаемость Chlorophyla. Всего один вид
Cyanophyta обнаружен в почве около хранилища нефтепродуктов, подзем-
ного резервуара для сбора стоков и механических очистных сооружений.
В водных образцах одинаковым числом видов (по 19) были пред-
ставлены Cyanophyla и Bacillariophyta. Наиболее массово развивались диа-
томеи в пруде-усреднителе, где происходит отстой солесодержащих сто-
ков. Флористический состав водных водорослей был сходен у проб, ото-
бранных на разных стадиях механической очистки промстоков. С перекач-
кой промстоков с одного на другой этап очистки переходят и компоненты
альгосообщества. Приспособленными к жизни в токсической среде явля-
лись: Synechococcus elongatus, Nostoc punctifbnne, Phonnidium molle,
Nitzschia holsatica, Achnanthes minutissima, Chlorella vulgaris. Наибольший
процент сходства флористического состава почвенных проб определялся
наличием в почве большого и долгодействующего нефтяного загрязнения.
В водных образцах, взятых там же, отмечены максимальные значения чис-
ленности фитопланктона из-за интенсивного развития синезеленых. Как
отмечают многие авторы (Кабиров, 1995; Штина, Голлербах, 1969), Cyano-
phyla обладают наиболее высокой устойчивостью к воздействию нефти и
нефтепродуктов. Bacillariophyta достигали наибольшей численности в со-
обществах, которые подвергались воздействию алюмосиликатной пыли и
продуктов цеолитного производства. Желто-зеленые водоросли выпадали
из сообществ даже при незначительном загрязнении. По биомассе домини-
ровали, в основном, Bacillariophyta и Chlorophyta.
УДК 338.4:[577.4 +502.3]
И.Е. Дубовик
Башкирский государственный университет (Уфа)
О ВОЗМОЖНЫХ ЭКОЛОГИЧЕСКИХ ПОСЛЕДСТВИЯХ
ПРИМЕНЕНИЯ ВЯЖУЩИХ ВЕЩЕСТВ НА НЕФТЯНОЙ ОСНОВЕ
С целью утилизации веществ, остающихся при переработке нефти,
разрабатывается методика получения вяжущих веществ, используемых для
95
защиты почв от эрозии при строительстве магистральных нефтепроводов.
Исследования показали, что результатом внесения данных веществ являет-
ся повышение механической прочности грунтов. При этом не уделяется
достаточного внимания возможным экологическим последствиям исполь-
зования вяжущих веществ. Почва - биокосная система, состоящая из жи-
вых и косных тел. Началом трофических цепей является фотосинтезирую-
щий блок - почвенные водоросли. От их состояния во многом зависит
жизнедеятельность гетеротрофных организмов: амеб, дождевых червей,
энхигреид и т.д. В связи с этим показатели водорослевых группировок
(видовой состав, численность, биомасса) используются для биомониторин-
га состояния почвы.
Проведенные эксперименты по изучению влияния вяжущих веществ
Универсина и Северина, а также их компонентов на водоросли показали,
что не обнаружено ни одного нефтепродукта, который бы не оказывал ин-
гибирующего действия на альгоценозы. Установлено, что с увеличением
степени высокомолекулярное™ нефтепродукта степень его токсичности
по отношению к водорослям ослабевает. По убыванию альготоксичности
исследованные вещества располагаются таким образом: нефть > бензин >
дистиллят газойлевой фракции > гудрон > крекинг-остаток > асфальтит.
Поэтому для закрепления грунта рекомендуется использование только вы-
сокомолекулярных веществ типа асфальтита, крекинг-остатка, гудрона и в
концентрации не более 3-4% от веса почвы.
УДК 338.4:[577.4 + 502.3]
М.И. Максютов, Р.Р. Шангареев, А.М. Тухватуллин, Ю.Р. Абдрахимов
Стерлитамакский филиал академии наук РБ (Стерлитамак),
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВЕРОЯТНОСТНО-СТАТИСТИЧЕСКИХ
МЕТОДОВ ДЛЯ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ НАИБОЛЕЕ
ЭФФЕКТИВНОЙ И ЭКОЛОГИЧЕСКИ ЧИСТОЙ РАБОТЫ
ПЛАЗМОАГРЕГАТОВ ПРИ ПЕРЕРАБОТКЕ
ДОННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НЕФТЕШЛАМОВЫХ АМБАРОВ
В настоящее время решение экологических проблем в России должно
встать на первое место. Экологический бумеранг всё более подчёркивает,
что изменённая человечеством природа сегодня стала особенно активно
воздействовать на жизнь людей. Это заставляет обратить внимание на ох-
рану природы и окружающую человека среду жизни.
Одним из основных вопросов, требующих незамедлительного реше-
ния, является проблема утилизации и переработки отходов, особенно остро
96
стоящая в области нефтедобычи и нефтепереработки. На предприятиях
данных отраслей ежегодно образуется большое количество всевозможных
отходов, значительную часть которых составляют нефтяные шламы.
На сегодняшний день из апробированных технологий наиболее рабо-
тоспособными являются установки фирмы «Татойлгаз» и Института про-
блем прикладной экологии и природопользования РБ, на которых получа-
ется конечный продукт, удовлетворяющий требованиям ГОСТ к товарной
нефти [1].
Внедряемые технологии, несмотря на их несовершенство и низкую
производительность, позволили «освободить» от нефтешлама до 20% неф-
тешламовых амбаров. Однако данные технологии не решают проблему пе-
реработки донных отложений нефтешламовых амбаров. Основным не-
достатком используемых технологий является применение и.ми трёх - или
двухфазных центрифуг различной конструкции, с небольшим межремонт-
ным периодом эксплуатации и сравнительно высокими требованиями к
содержанию твёрдой фазы в нефтешламе. Нефтешламы с высоким содер-
жанием механических примесей, которыми являются донные илы нефте-
шламовых амбаров, обезвреживанию непосредственно на этих установках
не подлежат. Следует также отметить, что использование для отделения
фракций нефти от механических примесей методов «отмывки» различны-
ми растворителями крайне не технологично, пожароопасно и небезопасно
для окружающей среды.
Плазмохимический способ в данном случае является одним из наи-
более перспективных процессов переработки и решает задачу создания
малогабаритной, высокопроизводительной, безинерционной, экологически
чистой технологии переработки донных отложений нефтешламовых амба-
ров с получением целевых продуктов непредельных фракций С2 и СЗ.
Цель данного исследования - показать принципиальную возможность
применения феноменологических методов термодинамики многокомпо-
нентных стохастических систем, а также закономерности нормального рас-
пределения компонентно-фракционного состава по стандартным темпера-
турам кипения или свободным энергиям к описанию процесса пиролиза
высокомолекулярных многокомпонентных смесей в низкотемпературной
плазме с целью выбора оптимальных режимных параметров плазмоагрега-
та, повышения эффективности его работы и получения максимальных зна-
чений выходных параметров, в частности, ацетилена.
Расчёты были проведены при изменении соотношения Н2/ОМ (водо-
рода к органической массе) от 0 до I, температуры Т от 500 до 2500°С, со-
держания воды в нефтешламе от 5 до 25%. Значение давления брали рав-
ным 1 атм (0,1 МПа).
Исходя из общего анализа полученных результатов расчёта, были сде-
ланы следующие выводы:
- выход С2Н2 растёт с увеличением температуры процесса;
41
- выход СН4 с ростом температуры уменьшается, что связано с процессом
дегидрирования СН4, при этом с увеличением содержания Н2О в нефте-
шламе повышается выход Н2 и СО;
- с увеличением Н2/ОМ+МЧ (минеральной части) выход СН4 растёт;
- значения теплового эффекта реакции практически не зависят от измене-
ния содержания воды в нефтешламе и Н2/0М+МЧ и уменьшаются с рос-
том температуры процесса;
- с точки зрения наибольшей экологической нейтральности остатка, наибо-
лее оптимальной температурой процесса является 1500К;
- увеличение содержания углерода проявляется с ростом температуры про-
цесса до 1500...2000К.
Получена возможность прогнозирования режимных параметров плаз-
моагрегата, повышающих эффективность его работы с целью получения
максимальных значений олефинов и наибольшей степени экологической
безопасности получаемых соединений.
Список литературы
1. Зайнуллин Х.Н., Фердман В.М., Минигазимов Н.С., Расветалов В.А. Пу-
ти решения проблемы утилизации нефтесодержащих шламов в Республике
Башкортостан // Материалы республиканской научно-практической конф,
по основным направлениям использования отходов предприятий химиче-
ской, нефтехимической промышленности. - Уфа, 1996. - С. 156-157.
УДК 338.4:[577.4 + 502.3]
Н.А. Самойлов, Р.Н. Хлесткин, А.В. Шеметов, А.А. Шаммазов
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
МОДЕЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ
МЕХАНИЗИРОВАННЫХ НЕФТЕСБОРЩИКОВ
ПРИ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙНЫХ РАЗЛИВОВ НЕФТИ
Анализ методов ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепро-
дуктов показал, что рядом существенных преимуществ среди прочих ме-
тодов обладает сорбционный метод, в частности, использование сорбентов
в качестве наполнителей проницаемых оболочек позволяет применить их в
конструкциях механизированных нефтесборщиков. Эти аппараты позволя-
ют не только собирать разлитую по дневной поверхности нефть, но и ути-
лизировать ее после отжима из сорбента.
Для разработки опытно-промышленных образцов механизированных
нефтесборщиков сорбционного типа был решен ряд задач:
98
- разработка уравнения кинетики поглощения нефти сорбентом в зависи-
мости от толщины слоя сорбента и нефти и ее вязкости;
- масштабирование перехода от результатов статических испытаний сор-
бента к его работе в динамических условиях в нефтесборщике;
- особенности растекания нефти из зоны сплошного разлива в окрестности
зоны нефтесбора.
Полученные уравнения позволи- W, м/с
ли не только рассчитать основные
прогнозируемые характеристики
конструкции механизированного
нефтесборщика, но и выявить огра-
ничения на его работу, в частности,
предсказать резкое снижение про-
изводительности аппарата, связан-
ное с замедлением подвода нефтя-
ной пленки к нефтепоглощающему
элементу по мере уменьшения ее
толщины (рис. 1), причем при тол-
щине слоя нефти 1 мм скорость
растекания нефти не может пре-
вышать 0,15 м/с, а при толщине
0,1 мм-0,04 м/с; учет вязкостных
свойств разлитой нефти приводит к
еще большему снижению скорости
Рис.1. Зависимость предельной
скорости растекания нефти (W) от
толщины слоя нефтяного слоя на
поверхности воды (Н)
растекания нефтяной пленки.
В ходе исследования моделей нефтесборщиков были разработаны сто-
хастические математические модели процесса нефтесбора регрессион-
ного типа, полученные на основе ортогональных композиционных матриц
планирования эксперимента второго порядка. Модели представляют собой
системы 10 уравнений, описывающих зависимость 10 основных факторов
процесса нефтесбора (производительность, селективность и т.д.) от угло-
вой скорости вращения барабана, толщины поглощающей оболочки, тол-
щины и вязкости слоя собираемого нефтепродукта. Некоторые результаты
моделирования представлены на рис.2. Выявлено, что производительность
нефтесборщика в зависимости от вязкости собираемого продукта носит
экстремальный характер, при этом по мере роста вязкости производитель-
ность вначале уменьшается за счет ухудшения поглошаю щей способ-
ности сорбента, а затем начинает возрастать за счет адгезии продукта на
поверхности поглощающей оболочки. Рассмотрены также особенности
стекания капель воды по поверхности поглощающей оболочки и роль
усилия отжима нефти на нефтесбор.
99
Угловая
скорость
кодированная
Вязкость
кодированная
Рис. 2. Расчетная зависимость производительности модели нефтесборщи-
ка по съему продукта от вязкости нефти и скорости вращения барабана в
кодированных переменных
Сопоставление характеристик испытанных конструкций нефтесборщи-
ков показало, что можно сформировать инвариант подобия нефтесбора К,
определяющий отношение величины часового нефтепоглощения (часовой
производительности аппарата) к часовому объему поглощающей оболоч-
ки, контактирующей со слоем собираемого продукта - интегральной ха-
рактеристике конструкции нефтесборщика, учитывающей толщину нефте-
поглощающей оболочки, размеры барабана (диаметр и рабочую его дли-
ну), число оборотов барабана. Величина К для всех рассмотренных конст-
рукций составляет 0,1-0,05 независимо от их масштаба. Некоторое коле-
бание значений К, по-видимому, связано с несколько отличающимся в
различных моделях усилием отжима собранной нефти из поглощающих
оболочек.
Проведенные исследования стали основой разработки опытной партии
промышленных четырехбарабанных плавающих механизированных нефте-
сборщиков производительностью 400-600 л нефти/ч
УДК 338.4:[577.4 + 502.3]
В.А. Кузнецов, О.А. Макаренко, А.М. Шаммазов, Ю.Р. Абдрахимов,
А.В. Бакирова
Башкирский государственный университет, Уфимский государственный
нефтяной технический университет (Уфа)
К ВОПРОСУ ОБ УМЕНЬШЕНИИ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ВОЗДУШНОГО
БАССЕЙНА РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ
Загрязнение воздушного бассейна товарных парков нефтеперераба-
тывающих заводов (НПЗ) выдыхаемыми из резервуаров парами углеводо-
100
родов представляет собой постоянную экологическую угрозу населению
близлежащих городов и населённых пунктов. В результате испарения в
окружающую среду выделяются, в основном, ннзкокипящие наиболее
ценные фракции товарных бензинов, что приводит к ухудшению их каче-
ства.
В сырьевых и товарных парках НПЗ в эксплуатации находятся ре-
зервуары различных типов, а именно:
- резервуары вертикальные стальные с жесткой крышей (РВС);
- резервуары вертикальные стальные с плавающей крышей (РВС - ПК);
- резервуары стальные с жесткой крышей и понтоном (РВС - ПЛ).
Потери легких фракций товарного бензина из резервуара первого типа
составляют 0,073% его объёма [1]. Применение резервуаров двух послед-
них типов позволило снизить объёмы выбросов углеводородов в атмосфе-
ру. Однако их использование является весьма дорогостоящей затеей, к то-
му же не дающей гарантий наибольшего предотвращения потерь нефте-
продуктов и загрязнения окружающей среды.
В данной работе рассмотрен вопрос наиболее полного улавливания
паров углеводородов, выдыхаемых через дыхательный клапан, в абсорбере
методом конденсации и растворения их в жидком охлаждённом орошении -
том же нефтепродукте, что подаётся в резервуар [2-4]. Состав и количество
паровой фазы, поступающей из РВС, в процессе заполнения резервуара
нефтепродуктом определяется по известной формуле для случая, когда доля
отгона при однократном испарении е«1 [5]:
m
X{KiXFi/[l+e (КГ1Щ = 1,
где i - компоненты;
XF i - мольная доля i-ro компонента в нефтепродукте;
Fj - мольная концентрация i-ro компонента в нефтепродукте;
Ki - константа фазового равновесия i-ro компонента;
е - доля отгона.
С учетом минимально достижимой температуры охлаждения ороше-
ния определено необходимое его количество, а также геометрические раз-
меры массообменного устройства - абсорбера. Результаты предваритель-
ных расчетов показывают возможность уменьшения выбросов паров угле-
водородов в атмосферу до 0, 04% от объёма резервуара.
О
Список литературы
1. Правила технической эксплуатации нефтебаз. - М.: Недра, 1986. - 168с.
2. Патент. №1809904 (Россия) кл. F16K 17/19. Дыхательный клапан. - Бюл.
изобр. - 1993. - №14.
3. А. С. №1813955 (Россия) кл. F16K17/19, B63D90/38. Дыхательный кла-
пан. - Бюл. изобр. - 1993. - №17.
101
4. Хаверхук С., Ауленбрук Я. Стратегии сокращения выбросов углеводо-
рода, технологии и опыт их применения на предприятиях нефтепереработ-
ки и нефтехимии / Проблемы защиты окружающей среды на предприятиях
нефтепереработки и нефтехимии: Материалы научно-практической конф.
-Уфа, 1997.-С. 104-108.
5. Плановский А.А., Николаев П.И. Процессы и аппараты химической и
нефтехимической технологии. 3-е изд. - М.: Химия, 1987. - 496с.
УДК 338.4:[577.4 + 502.3]
Р.Р. Ибрагимова
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ОПТИМИЗАЦИЯ МЕТОДОВ РАСЧЕТА КОЛИЧЕСТВА ВРЕДНЫХ
ВЕЩЕСТВ, ПОСТУПАЮЩИХ В НАРУЖНУЮ СРЕДУ
Экологически ориентированная экономика требует установления оп-
ределенных квот и лицензий на вредные выбросы предприятий. Поступле-
ние вредных веществ в наружную среду- может быть вызвано следующими
физико-химическими процессами: истечением вследствие разности давле-
ний в оборудовании и наружной среды, при неполном сжигании различ-
ных видов топлива, при химических реакциях и т.д.
Количество выделяющихся веществ в зависимости от поставленной
задачи и требуемой точности можно определять исходя из удельных пока-
зателей газовоздушных балансов помещения и расчетным методом.
Метод определения количества выделяющихся веществ основан на
удельных показателях, т.е. расчет ведется на единицу продукции расхо-
дуемого сырья или материала, и целесообразен при ориентировочном рас-
чете и прогнозировании выбросов вредных веществ в атмосферный воздух.
Метод определения количества выбросов вредных веществ состоит
из газовоздушных балансов помещения и основан на большом количестве
статистических данных об объемах вытяжного, приточного и рециркуля-
ционного воздуха, а также о составе и концентрации в нем вредных ве-
ществ, поступающих от какого-либо оборудования или отдельного аппара-
та. В будущем этот метод будет одним из основных, т.к. является самым
надежным.
Третий метод - расчетный. Данный метод состоит в теоретическом
определении количества выделений вредных веществ в атмосферный воз-
дух по всем элементам оборудования.
Необходимость усовершенствования методик расчета вредных вы-
бросов является одной из актуальных задач, стоящих перед учеными-
102
экологами. Расчеты по определению количества вредных веществ целесо-
образно проводить с использованием ЭВМ.
Разработан пакет прикладных программ для расчета количества
вредных веществ, поступающих в атмосферный воздух из газового и жид-
костного объема оборудования и трубопроводных систем через неплотно-
сти фланцевых соединений, через уплотнения валов и штоков компрес-
соров, мешалок и реакторов, а также газов при горении различных видов
топлива.
УДК 338.4:[577.4 + 502.3]
С.И. Сидельников, А.Б. Сивильдин
Новомосковский институт РХТУ им. Д.И. Менделеева (Новомосковск)
РАЗРАБОТКА ЭКОМОДЕЛИ ПРОИЗВОДСТВА АММИАКА
В УСЛОВИЯХ НЕПОЛНОЙ ИНФОРМАЦИИ
Процесс получения аммиака сопровождается наличием постоянных
и периодических выбросов в атмосферу. Во многих случаях экологическая
обстановка на таких промышленных площадках зависит от эффективности
работы технологических агрегатов. Одной из проблем, возникающей при
решении задачи управления производством, является получение исходной
информации о состоянии экопараметров непосредственно на промышлен-
ных площадках. Данная проблема возникает в связи с отсутствием датчи-
ков и приборов для измерения концентрации многих вредных веществ, а
также отсутствием метода автоматического измерения концентраций неко-
торых вредных компонентов в воздухе. Предлагается осуществлять полу-
чение недостающей информации об экологической обстановке промыш-
ленной площадки, используя математический аппарат нечётких множеств.
В аппарате нечётких множеств математическую модель процесса
можно получить с помощью композиционного правила вывода: В = А о R ,
где А, В - нечёткие подмножества универсальных множеств L'/ и U,,
характеризующие соответственно измеряемый технологический параметр
х, и неизмеряемый экопараметр у, R - нечёткое отношение, формализую-
щее связь между параметрами хе X и yeY. В случае нескольких входных
переменных математическую модель можно записать следующим образом:
R : А, х А2 х ... х Ах В,
где А,,А2 ...Ак - нечёткие подмножества входных переменных.
Таким образом, используя априорную информацию о контролируе-
мых технологических параметрах процесса, можно получить неизмеряе-
мые экопараметры на основе композиционного правила вывода.
103
В цехе производства аммиака проводится лабораторный анализ
вредных веществ (сернистый ангидрид, окись углерода и аммиак) несколь-
ко раз в сутки. Исходной информацией для построения экомодели являют-
ся экспериментальные измерения технологических параметров и соответ-
ствующие им данные лабораторного анализа вредных веществ в те же мо-
менты времени. В результате применения аппарата нечётких множеств
удалось эффективно осуществить идентификацию экопараметров в реаль-
ном масштабе времени и тем самым эффективно принимать решения по
управлению процессом с учётом экологической обстановки промышлен-
ной площадки.
УДК 512.2: 614.7 (083.75)
В .И. Глазунов, Р.Г. Галеев, З.А. Фатхутдинов
Институт проблем нефтехимпереработки АН РБ (Уфа)
МАТЕМАТИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА МАССИВА
ДАННЫХ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ТОМА ПДВ
Разработка тома ПДВ (предельно допустимых выбросов) для любого
предприятия предусматривает сбор и подготовку' исходных данных для
расчета массы выбросов (инвентаризация источников выбросов). В ходе
инвентаризации определяются параметры источников выбросов (высота и
диаметр источника, скорость, температура и расход газо-воздушной смеси)
и составляется перечень выбрасываемых загрязняющих атмосферу ве-
ществ. По этим данным на основе действующих нормативно-методических
документов рассчитывается масса выбросов всех ингредиентов для каждо-
го источника. Далее используется стандартный пакет программ (например,
"Эколог") для расчета полей концентраций в приземном слое воздуха.
На стадии расчета массы выбросов (как правило, вручную) произво-
дится огромное количество однотипных вычислений по группам источни-
ков, особенно для предприятий, на территории которых имеется 100 и бо-
лее источников выбросов. Именно на этой стадии в расчетах возникают
арифметические ошибки. Как правило, в ходе инвентаризации возникает
необходимость неоднократного уточнения параметров источников и вы-
брасываемой в атмосферу газо-воздушной смеси и связанное с этим вы-
полнение корректировочных расчетов массы выбросов. При этом сущест-
венно возрастает опасность возникновения арифметических ошибок.
Авторами разработана и успешно применяется автоматизированная
система расчета массы выбросов всех источников нефтеперерабатывающе-
го и нефтехимического заводов. Система разработана на базе стандартного
приложения "Microsoft Excel" пакета програм "Microsoft Offise 97" и хо-
рошо работает в среде "Windows 95-98". Средства "Microsoft Offise 97"
104
обеспечивают обмен данными и совместное использование с другими ее
приложениями ("Microsoft Word", "Microsoft Access").
В системе реализованы автоматические расчеты массы выбросов по
группам однотипных источников по вводимым исходным данным (пара-
метры источника и газо-воздушной смеси, удельный выброс и поправоч-
ные коэффициенты) в полном соответствии с требованиями нормативно-
методических документов. В частности, в системе, разработанной для
ОАО "Уфаоргсинтез", реализован весь комплекс расчетов по РД-17-89
(Методические указания по расчету валовых выбросов вредных веществ в
атмосферу для предприятий нефтепереработки и нефтехимии. - М., 1990)
и РМ62-91-90 (Методика расчета вредных выбросов в атмосферу из нефте-
химического оборудования. - Воронеж, 1991). Кроме автоматизации расче-
тов, разработанная система содержит легкодоступную информацию об ис-
пользованных нормативно-методических документах и весь необходимый
для расчетов справочный материал, который связан с соответствующими
ячейками ввода, что обеспечивает быстрый поиск нужных данных при
подготовке к расчету.
В связи с большим разнообразием набора загрязняющих веществ,
количества и характера источников выбросов на разных предприятиях,
разработанная система корректируется для каждого конкретного предпри-
ятия.
Применение разработанной системы существенно сокращает трудо-
емкость расчета массы выбросов загрязняющих атмосферу веществ на
стадии инвентаризации источников выбросов, особенно при необходимо-
сти выполнения корректировочных расчетов по измененным исходным
данным. Исключаются арифметические ошибки в расчетах, что сущест-
венно улучшает качество инвентаризации и, в конечном итоге, разрабаты-
ваемого тома ПДВ.
УДК 512.2: 614.7 (083.75)
С.Р. Абдюшева , С.И. Спивак, Р.М. Асадуллин
Башкирский государственный университет (Уфа)
МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ВОЗНИКНОВЕНИЯ
ЭКОЛОГИЧЕСКИ ОПАСНЫХ СИТУАЦИЙ
НА НЕФТЕХИМИЧЕСКИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ
Рассматривается задача анализа риска возникновения чрезвычайных
ситуаций на нефтехимических производствах. Под анализом риска пони-
мается процесс выявления опасных событий, количественной оценки ве-
роятности их появления, оценки опасных последствий в результате воз-
105
никновения нарушений в работе объекта, а также процесс выработки ре-
комендаций и реализации корректирующих воздействий, направленных на
снижение уровня риска.
Разрабатывается методика математического моделирования анализа
риска на основании теории марковских процессов.
С помощью дерева отказов производится прослеживание цепочки
частных событий по технологической схеме в обратном направлении - от
конечного события, признаваемого опасным, к одному или большему
числу исходных инициирующих событий, которые могут привести к
данному следствию.
Специфическая особенность отображения в виде дерева отказов ло-
гических связей между событиями, приводящими к опасным последстви-
ям, состоит в том, что дерево отказов как никакой другой способ представ-
ления указанных связей приспособлено для расчета вероятности конечного
события, представляющего опасность.
С другой стороны, стохастический подход к рассмотрению химиче-
ских взаимодействий позволяет учесть в дереве отказов и те переходы, ко-
торые обусловлены течением химических реакций.
На примере производства трихлорэтилена на Уфимском производст-
венном объединении “Химпром” проведен анализ потенциальных опасно-
стей данного производства и построены деревья отказов, в вершинах кото-
рых расположены следующие возможные события: а) возникновение об-
лака фосгена; б) возникновение облака хлора; в) разлив полупродукта
(тетрахлорэтана) и продукта (трихлорэтилена). По дереву отказов выпи-
сывается система уравнений относительно вероятностей событий, входя-
щих в дерево. При различных начальных вероятностях инициирующих со-
бытий и при заданных вероятностях перехода из одного состояния в дру-
гое просчитывается вероятность опасного события .Для реализации по-
строенной методики создана компьютерная программа расчета вероятно-
сти опасного события по дереву отказов. Анализ результатов расчетов по-
зволяет выявить те события в дереве, которые существенно влияют на ве-
роятность возникновения чрезвычайной ситуации.
106
УДК 512.2: 614.7 (083.75)
Л.Ю. Абдрахимова, А.М. Сыркин, Ю.Р. Абдрахимов
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
РЕЗЕРВЫ СНИЖЕНИЯ ВОДОПОТРЕБЛЕНИЯ
В НЕФТЕПЕРЕРАБОТКЕ И НЕФТЕХИМИИ
На нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях страны
накоплен значительный положительный опыт по водопотреблению и во-
доочистке. Большие успехи в водоочистке НПЗ и бурное ее развитие объ-
ясняются рядом благоприятных факторов, одним из них является относи-
тельное постоянство состава и количества образующихся сточных вод.
Это очень важно, так как колебание состава и количества стоков приво-
дит к дестабилизации режима очистки. Даже при наличии современных
приборов автоматического регулирования из-за запаздывания взаимодей-
ствия систем невозможно достичь высокой эффективности очистки.
Несмотря на достигнутые на НПЗ успехи, пока используются не все
имеющиеся резервы. Особенно это касается вопроса сокращения водопо-
требления. Для сравнения скажем, что недавно введенный в строй нефте-
перерабатывающий завод в Таиланде мощностью 5 млн. т/год потреб-
ляет в час 40 м 3 воды, тогда как при 2-5-ти кратной более высокой мощ-
ности уфимские НПЗ используют: АО "Уфимский НПЗ" - 250-350 м3/ч,
АО "Ново-Уфимский НПЗ" - 1100-1300 м3/ч и АО" Уфанефтехим" -
1200-1500 м 3/ч [1].
Исходя из этого, первоочередной задачей для отечественных НПЗ яв-
ляется снижение водопотребления. Оно может быть решено только за
счет комплексного подхода к данной проблеме. Для этого необходимы но-
вые решения, в частности, требуется ввести понятие "управление водопо-
треблением и стоками предприятия". Управлять ими можно на основе
разработки четких планов: плана действий по сокращению водопотребле-
ния и плана действий по улучшению эффективности работы очистных со-
оружений.
На первоначальном этапе инструментом для реализации данной задачи
может быть проведение полной инвентаризации расхода свежей воды на
НПЗ. Она должна проводиться по схеме "от аппарата к аппарату или по
блоку аппаратов", затем "от установки к установке" и в целом по предпри-
ятию. Путем анализа этих материалов определяются точки, в которых без
капитальных затрат могут быть сокращены объемы водопотребления. Ос-
новой здесь может быть уменьшение расхода воды на хозяйственные и
технологические нужды. Баланс воды для технологических установок
НПЗ можно представить следующим уравнением:
107
v тн + Ve„ + £ v6„ - V,y + v& + jr vfin,
/4 ' «=1
где V та, V 6н - расход свежей воды на технологические и бытовые нужды;
Vgn - безвозвратные потери воды, п = 2;
V ту, V во - сточных воды с технологических установок и бытовых по-
мещений;
X V бп - безвозвратные потери сточных вод с технологических уста-
1=1
новок и бытовых помещений.
В реальных условиях производства общее количество свежей воды
больше объема образовавшихся стоков. Однако на некоторых технологи-
ческих установках возможно V 4ту 0V 4тн 0, вызванное использованием
некоторого количества питьевой воды для технологических нужд. В связи
с большой потерей воды, из-за многократных нагревов и испарений на
технологических установках, количество V 4бп многократно больше
V 4бп 0.
Здесь мы рассмотрели лишь некоторые общие вопросы рационализа-
ции водоиспользования. Задачей является научный и практический поиск
резервов снижения расхода свежей воды, что может быть достигнуто
только за счет четкого определения цели, стратегии или плана и графика
его реализации.
Список литературы
1. Галеев Р.Г., Ракитский В.М., Иоакимис Э.Г. и др. Современное состоя-
ние охраны окружающей среды на НПЗ АО "Башнефтехим” // Материа-
лы научно-практической конф. "Проблемы защиты окружающей среды
на предприятиях нефтепереработки и нефтехимии. - Уфа, 1997.
УДК 512.2: 614.7 (083.75)
И.С. Булатов, В.П. Мешалкин, Р.А. Кантюков.С.В. Беляев
Российский химико-технологический университет
им. Д.И. Менделеева (Москва)
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЙ СИНТЕЗ ЭКОНОМИЧЕСКИ
ОПТИМАЛЬНОЙ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩЕЙ УСТАНОВКИ
РАЗДЕЛЕНИЯ ИЗОМЕРОВ ДИЭТИЛБЕНЗОЛА
И ТРИЭТИЛБЕНЗОЛА
В настоящее время предложен ряд алгоритмов синтеза оптимальных
систем ректификации с рекуперацией тепла внутренних технологических
IOS
потоков. В последние годы широкое распространение получил пинч-метод
синтеза энергосберегающих ХТС, который позволяет генерировать только
термодинамически рациональные варианты рекуперативного теплообмена
внутренних технологических потоков ХТС, сокращая таким образом про-
странство поиска оптимальных решений.
Предлагаемый нами алгоритм синтеза оптимальных энергосберегаю-
щих систем ректификации (СР) многокомпонентных смесей (МКС) с ре-
куперацией тепла внутренними технологическими потоками базируется на
применении пинч-метода для энтальпийного термодинамического анализа
тепловых потоков в комбинации с функциональными возможностями мо-
делирующих программ (типа HYSIS, HYSIM, и др.).
В соответствии с пинч-методом точка минимального температурного
интервала («линч-точка») на энтальпийной диаграмме составных тепловых
кривых (СТК) декомпозирует исходную ХТС на две подсистемы. Область
СТК, лежащая ниже пинча; пинчем является источником тепла для ХТС.
Подсистема ХТС, находящаяся в области выше пинча, представляет собой
потребителя тепла.
Разработанный нами алгоритм синтеза оптимальных энергосберегаю-
щих СР с рекуперацией тепла внутренних технологических потоков, или с
энергосвязанными внутренними технологическими потоками, включает в
себя следующие этапы.
Этап 1. Определение последовательности разделения МКС и генери-
рование технологической схемы ациклической СР.
Этап 2. Поиск внутренних источников и потребителей тепла в ацикли-
ческих СР.
Этап 3. Выбор рациональных пар теплового объединения внутренних
технологических потоков между' ректификационньми колоннами (РК) с
применением пинч-метода. Расчет значений термодинамических и эконо-
мических оценок для рациональных пар теплового объединения внутрен-
них технологических потоков.
Этап 4. Оптимизация технологических режимов энергосберегающих
систем ректификации с рекуперацией тепла.
Все компоненты МКС, которые разделяются в сгенерированной струк-
туре ациклической СР, задаются в моделирующей программе, и МКС упо-
рядочивается в соответствии с их температурами кипения. Сгенерирован-
ные варианты бинарного разделения МКС представляют собой основу для
генерирования последовательностей РК, являющихся вариантами техноло-
гических схем ациклических СР без рекуперации теплоты внутренних тех-
нологических потоков. С помощью моделирующей программы рассчиты-
ваются технологические параметры сгенерированных вариантов техноло-
гических схем ациклических СР, а также строятся составные тепловые
кривые.
109
После этого no СТК определяется пинч-точка для сгенерированной
ациклической СР. Выбирается энергетический поток колонны-потребителя
тепла, ближайший к источнику тепла, лежащий по одну сторону с источ-
ником от пинч-точки. С помощью моделирующей программы рассчиты-
ваются технологические и экономические параметры варианта текущей
последовательности точек разделения МКС с измененной структурой СР,
учитывающей рациональное энергетическое объединение внутренних тех-
нологических потоков СР между РК-источниками и РК-потребителями те-
пла. По очереди выбираются все источники тепла для текущей последова-
тельности точек разделения МКС. Эти шаги повторяются для всех после-
довательностей РК. По рассчитанным значениям целевой функции выби-
раются несколько квазиоптимальных вариантов сгенерированных техноло-
гических энергосберегающих СР. Для этих энергосберегающих СР опре-
деляются оптимальные технологические и конструкционные параметры, а
затем выбирается оптимальная энергосберегающая СР с энергосвязанными
внутренними потоками.
Предложенный алгоритм синтеза энергосберегающей СР с энергосвя-
занньши внутренними технологическими потоками применен для разра-
ботки научно обоснованных предложений по реконструкции действующей
технологической схемы СР изомеров диэтилбензола а также триэтилбен-
зола функционирующей на ОАО «Череповецкий азот» (Череповец, Рос-
сия).
С использованием предложенного алгоритма нами было сгенерировано
тридцать семь вариантов энергосберегающих СР с тепловым объединени-
ем потоков. Были выбраны три квазиоптимальные энергосберегающие СР,
у которых показатели целевой функции (приведенные годовые затраты)
были на 10% ниже, чем для действующей СР. Эти три варианта энергосбе-
регающих СР с рекуперацией тепловых внутренних потоков были опти-
мизированы с использованием метода Хука-Дживса.
Для синтезированной оптимальной энергосберегающей СР, рекупера-
ция теплоты внутренних потоков показатель внешнего энергопотребления
равен 1,17*103 МДж/ч, что на 12% ниже, чем для действующей схемы СР.
110
УДК 512.2: 614.7 (083.75)
Ю.Р. Хакимова
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
РОЛЬ ТЕХНОПАРКОВ В РАЗВИТИИ ИННОВАЦИОННОЙ
ДЕЯТЕЛЬНОСТИ
Для преодоления экономического кризиса в России необходимо, в
первую очередь, повысить эффективность работы отечественных предпри-
ятий, для чего требуется коренное обновление производства. В наших на-
учных учреждениях создано значительное количество нереализованных
разработок. Для России характерно, что фундаментальными и прикладны-
ми исследованиями занимаются разные организации, которые обычно не
связаны с конечным производством и не учитывают его требований. Обес-
печить комплексное проведение работ на всех фазах инновационного цик-
ла в короткие сроки могут технопарки.
Технопарк - форма территориальной интеграции науки, образова-
ния и производства, которые составляют единую инновационную цепочку.
В нем соединены научные учреждения, ведущие фундаментальные иссле-
дования, научно-исследовательские центры, осуществляющие прикладные
разработки, и производственные подразделения.
Администрация технопарка рассматривает представленные проек-
ты. С авторами одобренных проектов заключается контракт, периодически
проверяется выполнение записанных в нем условий. При их нарушении
контракт может быть расторгнут. После заключения контракта автор про-
екта становится клиентом технопарка, ему предоставляют производствен-
ный модуль. Для выполнения работ клиенты получают от финансового
подразделения технопарка кредит. Если проект начинает приносить при-
быль, то кредит возмещается. В случае неэффективности проекта, он за-
крывается и технопарк терпит убытки. Таким образом, от качества отбора
клиентов зависят конечные результаты деятельности технопарка.
Одна из основных причин возникновения технопарков в государст-
венных высших учебных заведениях во всем мире состоит в том, что у них
имеется многоканальная система финансирования своей деятельности: го-
сударственное (федеральное) финансирование вуза, доход от проведения
научных исследований, предоставление платных образовательных услуг,
производственная деятельность вуза (технопарк) и спонсорская поддерж-
ка.
Однако у российский вузовских технопарков, по сравнению с зару-
бежными, есть существенный недостаток. Как правило, они полностью за-
висимы от учредителя, т.е. вуза. За рубежом вузовские технопарки совер-
шенно самостоятельны. Они не ограничены рамками своего вуза в выборе
Ill
клиентов, а также сами, а не через учредителей, работают с инвесторами,
банками и промышленными предприятиями
Технопарки могут сыграть значительную роль в развитии как инно-
вационной деятельности, так и экономики в целом. Они помогают нала-
дить информационный обмен между возможными участниками инноваци-
онного процесса, что способствует более быстрому и качественному соз-
данию интеллектуальной собственности. Параллельно с техническими
разработками проводится маркетинговый анализ рынка научно-
технической продукции. По его результатам можно корректировать от-
дельные пункты проекта, повышая его эффективность.
Кроме того, технопарки, создав, освоив и скорректировав в соот-
ветствии с требованиями рынка новые технологии и образцы продукции,
могут затем продавать (или передавать) свои наработки крупным предпри-
ятиям, помогая снизить риски уже в массовом производстве.
Однако необходимо, чтобы инициатива создания технопарков ис-
ходила не от центра, а от регионов, чтобы технопарки начинали формиро-
ваться и работать при поддержке местных органов власти, а потом уже
наиболее перспективные и дорогостоящие получали федеральное финан-
сирование.
УДК 512.2: 614.7 (083.75) ------------
Ш.З. Мукминов
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
КОНЦЕПЦИИ СИСТЕМЫ СТРАТЕГИЧЕСКОГО
ПЛАНИРОВАНИЯ ФИНАНСОВЫХ ИНСТИТУТОВ
Применение системного подхода в управлении привело к новому
пониманию задач, стоящих перед управлением: достижение общих целей
организации возможно лишь в случае, если рассматривать ее как единую
систему, стремясь для этого понять и оценить взаимодействие всех ее час-
тей и объединить их на такой основе, которая позволит организации в це-
лом эффективно добиться ее целей.
Планирование как одна из функций управления - вид организаци-
онной деятельности, требующей значительных затрат времени и ресурсов.
Суть процесса планирования состоит в концентрации внимания на
определении целей, стратегий и анализе возможностей (формулирования
множества альтернатив и выбор одной из них).
Системный подход к планированию - логически непротиворечивый
метод сведения большей части сложной проблемы к простому результату,
который может быль использован лицом, принимающим решение, для по-
112
вышения качества решений наряду с учетом других соображений (опыт,
интуиция).
Необходимо уделять должное внимание составлению перечня аль-
тернативных стратегий, определять диапазон случайностей, весь спектр
возможных результатов и приводить их к виду, не достижимому при ин-
туитивном и неформальном подходе к проблеме (установление связи меж-
ду стратегией, состоянием среды и результатами).
Цель создания, проектирования системы стратегического планиро-
вания - повышение качества принимаемых стратегических решений за
счет создания структурных рамок, которые позволили бы упорядочить су-
ждения руководителей фирмы, образующих основу для формулирования
ее стратегии (принятия решения).
Система стратегического планирования - это система управления, в
которой стратегические решения (о целях, стратегиях, ресурсах) выраба-
тываются в определенной последовательности (гарантия логики анализа и
обоснованности решений) на основе данных, поступающих из подсистемы
информационного обеспечения в рамках точно заданных подсистем орга-
низационного обеспечения и управления.
Систему стратегического планирования можно представить как со-
вокупность взаимосвязанных между собой подсистем: система планов,
процесс планирования, подсистема управления планированием, подсисте-
ма организационного обеспечения, подсистема принятия решений, подсис-
тема информационного обеспечения.
Принципиальная модель адаптивного планирования выглядит сле-
дующим образом:
- предварительное описание целей - установление границ будущих
возможностей компании и точки отсчета, по отношению к которой оцени-
вается потребность в информации, необходимой для оценки этих возмож-
ностей;
- прогнозы внешнего окружения — модель вероятного будущего со-
стояния внешней среды;
- предпосылки планирования;
- выбор целей организации;
- определение и оценка альтернативных способов использования
ресурсов компании для достижения поставленных целей;
- разработка планов - письменное отражение сделанного на преды-
дущих этапах выбора;
- разработка стратегий внедрения планов - учет человеческого фак-
тора, позволяющего эффективно реализовать намеченный план.
113
УДК 512.2: 614.7 (083.75)
Т.Б. Лейберт
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ОЦЕНКА ОБНОВЛЕНИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО АППАРАТА
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Составной частью производства являются средства труда, которые
занимают наиболее высокую долю в структуре производственного ком-
плекса. Средства труда непосредственно участвуют в создании материаль-
ных ценностей и тесно взаимосвязаны с конкурентоспособностью выпус-
каемой продукции. Физически и морально изношенное оборудование сни-
жает конкурентоспособность нефтеперерабатывающих предприятий. Объ-
ектом нормирования в нефтеперерабатывающей промышленности являет-
ся технологическая установка. На основании обработки собранных мате-
риалов было установлено, что износ основных производственных фондов
технологических установок на АО УНПЗ на 01.01.97 г. составляет сле-
дующие величины (табл. 1)
Таблица 1
Износ основных производственных фондов (ОПФ) технологических
установок на АО УНПЗ, %
Наименование технологических установок Износ ОПФ Износ актив- ной части ОПФ
Установки первичной переработки нефти АВТ-2 89,8 92,0
АВТ-6 75,2 77,2
Установки гидроочистки Л-24-5 84,6 86,2
Л-24-7 91,0 92,6
Л-24-300 90,6 91,4
Установка изориформинга Л-35-5 67,6 67,7
Установка термического крекинга КУ-2 66,4 65,9
Комплекс каталитического крекинга -43-107 5,1 6,4
Один тип технологического оборудования имеет различные факти-
ческие сроки службы. Так, фактический срок службы колонн на установ-
ках гидроочистки составил 32 года, сероочистки - 22 года при среднем
нормативном сроке эксплуатации 13 лет. Срок службы насосов на уста-
новке гидроочистки колеблется от 12 до 26 лет, на установках первичной
114
переработки нефти - от 15 до 49 лет (Т„ = 12,3 года). Срок службы тепло-
обменников находи гея в пределах от б до 28 лет (Ти = 12,8 лет); емкостей -
от 12 до 26 лет (Тн = 14 лет).
Дальнейший анализ состояния основных производственных фондов
предполагает определение среднего возраста оборудования, который опре-
деляется отношением общей суммы лет фактической эксплуатации всех
типов машин VF) к количеству единиц этого оборудования пт.
т
где t - средний возраст оборудования, лет.
Так, на АО УИПЗ средний возраст оборудования технологических
установок на 1.01.97 составил следующие величины (табл. 2):
Таблица 2
Средний возраст машин и оборудования технологических
установок на АО УНПЗ (лет)
Установки Средний возраст машин и оборудования
АВТ-2 22,5
АВТ-б 14,0
Л-35-5 • 14,3
Л-24-5 19,6
Л-24-7 15,6
КУ-2 20,5
Л-24-300 16,7
Г-43-107 2,0
Как видно, средний возраст оборудования имеет большой разброс от
2,0 до 22,5 лет. Это связано со временем внедрения технологических про-
цессов. Если комплекс каталитического крекинга существует 2 года, то
возраст его оборудования (еще не подвергшегося восстановлению) состав-
ляет 2 года. Установка первичной переработки нефти АВТ-2 была пушена
в эксплуатацию в 1947 г. (т.е. 49 лет назад) и в течение этого времени под-
вергалась различным формам воспроизводства, поэтому средний возраст
оборудования составляет 22,5 года
Из вышеизложенного можно сделать следующий вывод: на НПЗ
г.Уфы в процессе воспроизводства основных фондов накопилось много
экономических проблем, среди которых можно выделить следующие:
- низкие темпы выбытия средств труда, в результате чего - увеличение
средних сроков службы средств труда;
- значительные величины износа основных производственных фондов, ко-
торые свидетельствуют об их неудовлетворительном состоянии и влекут за
115
собой рост затрат на ремонт, устаревание производственного аппарата
НПЗ.
Своевременное выявление экономических проблем и их устранение
является требованием процесса воспроизводства основных фондов, кото-
рый должен быть взаимосвязан с технической и финансовой политикой
предприятия.
УДК 512.2: 614.7 (083.75)
А.В. Бакирова
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
РЫНОЧНЫЕ МЕТОДЫ ЭКОЛОГИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
ЗА РУБЕЖОМ
Управление природоохранной деятельностью в советский период
осуществлялось преимущественно административно-командными метода-
ми, и поэтому экономический механизм природопользования практически
не действовал. В условиях переходного периода, переживаемого Россией,
интересен опыт зарубежных стран в сфере охраны окружающей среды.
Большинство экономически развитых стран постепенно отказывается
от применения преимущественно административных методов в пользу
экономических. Речь идет о включении элементов экономической заинте-
ресованности в механизм регулирования природопользования.
Ярким примером является система природоохранного управления в
Японии. Финансово-экономическая деятельность государства в области
охраны окружающей среды сосредоточена на двух основных направлени-
ях: целевое финансирование природоохранных мероприятий и стимулиро-
вание природоохранной деятельности частного сектора. Государство по-
степенно утверждало принцип компенсационное™ за причиняемый ущерб
окружающей среде, сочетающийся со стимулированием перехода пред-
приятий на экологически чистые технологии.
В практику охраны окружающей среды Японии была введена такая
мера, как система экологических платежей, создан Фонд налоговых посту-
плений. Платежи взыскиваются в качестве дополнительных налогов с по-
требителей ресурсов и предприятий-загрязнителей на покрытие расходов
по административным экологическим программам [1].
В США широкую известность получила начатая в 1976 г. и дейст-
вующая до сих пор программа Агентства по охране окружающей среды в
области обмена загрязнениями. В зависимости от классификации источни-
ка загрязнения и региона, в котором он расположен, программой преду-
смотрены четыре вида операций с загрязнениями: компенсация выбросов,
116
принцип «пузырька», «непо»-операции и «банки». Анализ использования
рынка прав на выброс показал экономию в 4 млрд. $ за счет уменьшения
расходов на обеспечение соблюдения стандартов.
В соответствии с Законом о «Суперфонде» 1980 г. был создан, так на-
зываемый, государственный компенсационный фонд, используемый для
компенсации затрат правительства на принятие неотложных мер и ограни-
чения масштабов ущерба от загрязнения опасными отходами, а также для
компенсации ущерба, нанесенного населению. Средства поступают из фе-
дерального бюджета (10... 12%), а остальные формируются за счет налогов
на токсичные вещества. В рамках суперфонда формируется спецфонд за
счет штрафов, накладываемых на компании, ответственные за конкретные
случаи загрязнения окружающей среды опасными веществами.
Широкое распространение в обеих странах получило судебное пре-
следование нарушителей, предусматривается не только административная,
по и уголовная ответственность за загрязнение окружающей среды.
Опыт, накопленный США и Японией в сфере охраны окружающей
среды, интересен в плане использования весьма разнообразных моделей и
рычагов экологического регулирования. Необходимыми условиями их
применения являются развитая законодательная система регулирования
экологических и финансово-кредитных отношений, технически совершен-
ная система мониторинга и контроля за загрязнением окружающей среды
и достаточно высокая правовая культура.
Список литературы
1. Хасимото М. Экономическое развитие и окружающая среда: японский
опыт.-М., 1992.- 244 с.
2. Hahn R. Н., Hunter G. L. The Market for Bads: EPA’s Experience with
Emission Trading // Regulation. 1987. P.48-53.
УДК 512.2: 614.7 (083.75)
C.M. Давлетшина
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ИПОТЕЧНОГО КРЕДИТОВАНИЯ
В РОССИИ
Решение жилищной проблемы, повышение доступности жилья яв-
ляются очень важными социально-экономическими задачами стабилиза-
ции общества. В условиях сокращения бюджетного финансирования жи-
лищного строительства и обеспечения населения жильем основным источ-
ником средств для приобретения жилья становятся собственные средства
117
населения, а также кредиты банков и прочих специализированных учреж-
дений, так как это происходит в большинстве экономически развитых
стран мира. Государство должно создать условия для привлечения средств
населения для финансирования жилищного строительства.
До сих пор в России не существовало механизма ипотечного креди-
тования по ряду причин. Главная из них - отсутствие законодательной и
нормативной базы. Введение в действие ряда законов позволило сущест-
венна изменить ситуацию в данном вопросе. Прежде всего, появилась воз-
можность приватизировать жилье, а значит, превратить его в товар, обла-
дающий относительно высокой ликвидностью. Недавно принят Федераль-
ный закон «Об ипотеке», регулирующий процесс ипотечного кредитования
в России.
Все понимают необходимость развития ипотечного кредитования.
Основные противоречия могут возникнуть при выборе моделей и способов
внедрения программы ипотечного кредитования в России. Для того чтобы
адаптировать к российским условиям любую зарубежную модель, необхо-
димо учесть особенности нашего законодательства и налоговой системы,
уровень развития инфраструктуры рынка недвижимости.
Классической страной ипотечных банков является Германия. Здесь
институт ипотечного кредитования предполагает жилищные накопитель-
ные счета до 50% стоимости жилья, на вторую половину выдается кредит
сроком на 15-20 лет.
В США существует два вида жилищных ссуд: правительственные, и
стандартные. Правительственные ссуды призваны оказывать помощь лю-
дям, впервые покупающим дом и не имеющим достаточно средств для вы-
платы большого первого взноса, который предусматривается стандартной
ссудой.
Отличие немецкой модели от американской состоит в том, что кре-
дит выдается непосредственно жилым помещением, заемщик выбирает
только из того жилья, которое есть в распоряжении ссудосберегательной
кассы, заемщик не может сменить место жительства до того, как будет вы-
плачен заем. В американской модели кредит выдается в деньгах, жилье
может быть куплено по рыночной цене. Кроме того, заемщик может пере-
продавать свою закладную и не быть прикрепленным к одному месту жи-
тельства до погашения кредита.
Существуют три основных схемы финансирования ипотечного кре-
дитования: кредитование через ипотечный банк, денежный заем через не-
коммерческую организацию и продажа жилья в рассрочку. В практике
российских региональных ипотечных программ встречается разновидность
финансовой схемы, основанной на продаже жилья населению с рассрочкой
части платежа. Данная схема начала функционировать в 1998 году в Рес-
публике Башкортостан на базе Фонда жилищного строительства при Пре-
зиденте РБ.
118
Практически во всех странах развитие ипотечного кредитования
осуществляется при участии государства, именно увеличение объемов жи-
лищного строительства являлось одним из основных факторов поднятия
экономики.
УДК 512.2: 614.7 (083.75)
Р.Г. Акбашев
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
К ВОПРОСУ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ БАНКРОТСТВА БАНКОВ
Одной из мер по предупреждению банкротства кредитных организа-
ций является финансовое оздоровление. Эта проблема после августовского
кризиса 1998 года стала еще более актуальной, поскольку недостатки в ра-
боте многих банков привели не только к их ослаблению, но и к фактиче-
скому банкротству.
С признанием в 1994-95 годах института проблемных банков была
создана система органов Банка России по организации санирования бан-
ковской деятельности и предложены методические указания по диагности-
ки проблемных кредитных организаций [1]. В указаниях, в частности, вы-
деляются две категории финансово устойчивых и проблемных банков.
Проблемным можно считать такой банк, который не оплачивает пла-
тежные документы клиентов из-за отсутствия средств на корсчете свыше 3
дней, допускает абсолютное снижение размера капитала по сравнению с
его максимальной величиной, достигнутой за последние 12 месяцев, более
чем на 10%, нарушает более двух пруденциальных норм Банка России.
Данные критерии определения финансового состояния банков позволяют
оперировать единичными формализованными показателями, способст-
вующими выявлению будущих проблем банка. Однако множество при-
знаков, на основании которых происходит определение финансового со-
стояния банка, усложняют процесс ранней диагностики финансовых за-
труднений. Так, только совокупность обязательных экономических норма-
тивов, входящая в систему признаков проблемности банка, насчитывает
порядка 18 показателей деятельности.
Проведенный анализ зависимости нарушений отдельных нормативов
и последующего ухудшения финансового состояния до критического, либо
банкротства кредитной организации выявил, что из 18 нормативов только
два - мгновенной и текущей ликвидности (Н2 и НЗ) - реально играют роль
индикатора проблем банка.
119
В случае отнесения банка в категорию проблемного, у его руково-
дства в соответствии с законодательством возникает обязанность осуще-
ствить меры по финансовому оздоровлению. .Представляемый при этом в
надзорный орган план финансового оздоровления подвергается анализу на
предмет реальности выполнения мероприятий в соответствии с запланиро-
ванным сроком санации. Метод оценки планов санации кредитных органи-
заций надзорным органом имеет ряд недостатков. Одним из них является
оценка реальности мероприятий по финансовому оздоровлению на основе
имеющихся документальных подтверждений (договоров о намерениях, пе-
реуступки долга, мировых соглашений, исполнительных листов и т.д.).
При этом не рассматриваются мероприятия, имеющие параметры риска и
неопределенности. Поскольку продолжительность периода санации 1 год и
более, постольку эффект от ряда мероприятий (взыскания просроченной
задолженности и процентов по ней, реструктуризации кредиторской за-
долженности и др.) не всегда учитывается. Оценка только наиболее суще-
ственных факторов может привести к искажению результата и выводу о не
достижении цели финансового оздоровления.
Для решения подобных проблем с элементами риска и неопределен-
ности необходимо использовать математические методы формализации
многокритериальных задач. Например, такие как нечеткое описание, когда
задается неточное значение параметра и для описания факторов ситуации
используются методы теории нечетких множеств.
Список литературы
1. Письмо Банка России от 28.05.97 № 457 “О критериях определения фи-
нансового состояния банков”.
УДК 512.2: 614.7 (083.75)
Е.В. Данилова
Коммерческий банк «БашКредитРегион» (Уфа)
МЕЛКИЕ И СРЕДНИЕ БАНКИ В ПЕРИОД КРИЗИСА
Банковский кризис меньше всего затронул мелкие и средние банки.
Многим из них в результате кризиса удалось привлечь большое количест-
во новых клиентов. Основной задачей банков на данном этапе стало созда-
ние целостной концепции управления банковским бизнесом.
Условием успешной деятельности финансовых институтов является
тщательный внутренний и внешний анализ, определение целей деятельно-
сти, а также стратегий и планов их достижения. Планирование должно ох-
ватывать составление бюджета, его пересмотр и определение стимулов.
120
При составлении бюджетов планы должны получать количественное вы-
ражение в соответствии с ожидаемыми доходами и расходами; прогнозный
баланс и отчет о доходах - показывать финансовую структуру и результаты
деятельности, соответствующие поставленным целям.
В период кризиса банки могут определить для себя нижеследующие
стратегии.
Банки, связанные с промышленными предприятиями, могут принять
участие в проведении своими клиентами реструктуризации и тем самым
обеспечат себе надежные позиции на обозримую перспективу. Другая
часть банков сможет выжить, выбрав в качестве основного направления
обслуживание максимального количества клиентов по минимальным та-
рифам. Третья часть может переориентировать свою деятельность на
предоставление клиентам платного высококачественного расчетно-
кассового обслуживания [1].
По мере стабилизации экономической ситуации и усиления конку-
ренции банки должны будут расширить спектр предоставляемых услуг с
целью максимального удовлетворения потребностей своих клиентов. При
этом, определяя содержание процесса управления в различных сферах
банковского бизнеса, необходимо создание:
- в сфере управлении кредитным риском - полной системы управле-
ния кредитным риском, включая процедуры инициирования, одобрения,
контроля и управления проблемными кредитами, соответствующей по-
требностям каждого банка;
- в сфере финансового управления - системы управления ликвидно-
стью, активами и обязательствами и валютными рисками, а также подго-
товки необходимых специалистов;
- в сфере управления человеческими ресурсами - процедур и пра-
вил управления персоналом, структуры определения полномочий, обяза-
тельств и ответственности, ограничения дублирования усилий.
Банки очень тщательно должны проводить отбор программного и
технического обеспечения, определять перечень программных продуктов и
их способность соответствовать выбранным технологиям.
Должна быть внедрена система контроля, включающая в себя под-
системы аудита, внутреннего контроля, анализа качества активов, создание
и оценку системы управления финансовым риском [2].
В борьбе за совершенство и конкурентоспособность банкам необхо-
димо использовать такие концепции и инструменты, которые могут спо-
собствовать продвижению банков в нестабильной экономике.
Список литературы
1. Рубченко М. Банковский кризис - 99 //Эксперт. - 1998. - № 43.
2. Крис. Дж.Барлтроп, Диана МакНотон. Банки на развивающихся
рынках. Т.1. - М.: Финансы и статистика, 1994.
121
УДК 512.2: 614.7 (083.75)
Н.А. Самойлов
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ПРОБЛЕМЫ ОПТИМАЛЬНОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
АДСОРБЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ
Адсорбционные установки являются комплексом массо- и теплобмен-
ных аппаратов с существенными энергетическими затратами из-за высокой
температуры регенерации адсорбентов. В связи с этим в качестве крите-
риев оптимальности R при разработке адсорбционных процессов следует
принимать такие параметры, как энергозатраты, приведенные затраты, се-
бестоимость очистки тонны конечного продукта, минимизируя их. В об-
щем случае в целевую функцию входят геометрические размеры основных
технологических аппаратов (диаметр D и высота Н адсорберов), число ад-
сорберов N, продолжительность стадии адсорбции тя и полного цикла ра-
боты адсорбента тр , масса М и стоимость Za адсорбента, температура ста-
дий адсорбции t„ и , расход десорбирующего агента G, , стоимость ос-
новного Zo и вспомогательного оборудования ZB0 (насосы, теплообменни-
ки, печи, топки под давлением, трубопроводы и т.д.), топлива Z, и элек-
троэнергии Za, заработная плата обслуживающего персонала ЗП и другие
параметры :
R = \D, Н, N, т„ тр, М, Z„ t„ G.,, Z„, Z,„, ZT, Z,, ЗП,...) = min
Кроме того, на задачу оптими- Затраты
зацию накладываются ограниче-
ния на полноту' использования
сорбционных свойств адсорбента,
полноту его регенерации, продол-
жительность стадии десорбции и
ряд других. В связи с многофак-
торностью целевой функции и на-
личием ограничений задачу опти-
мизации целесообразно решать
методом неопределенных множи-
телей Лагранжа.
Особенностью решения задачи
является наличие оптимального
времени стадии адсорбции т, для
короткоцикловых процессов (рису-
Зс Зд 3А
Зависимость затрат на проведение
стадий адсорбции 3А, десорбции Зд и
суммарных затрат Зс от продолжитель-
ности стадии адсорбции т.
нок).
122
УДК 512.2: 614.7 (083.75)
О.Б. Авдеева, И.В. Хоменко, Р.Б. Тукаева
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ФОРМИРОВАНИЕ СТОИМОСТИ МАШИН И ОБОРУДОВАНИЯ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА
В настоящее время нефтеперерабатывающие заводы находятся в тя-
желом экономическом положении. Активная часть основных фондов -
машины и оборудование - устарела морально и физически. Необходимы
капитальные вложения на реконструкцию, обновление или ликвидацию
устаревшего оборудования. На сегодняшний день нефтеперерабатываю-
щие предприятия не располагают достаточными собственными средствами
для обновления парка машин и оборудования.
От физического состояния активной части основных фондов напря-
мую зависит качество и ассортимент выпускаемой продукции. Машины и
оборудование определяют экономическое положение завода в целом, ведь
они составляют около 40% от общего объема основных фондов.
В условиях перехода России к рыночной экономике появилась необ-
ходимость проводить переоценки основных фондов. Переоценка позволяет
более правильно определить величину главных ресурсов предприятий.
В ходе данной работы было проведено исследование основных фон-
дов на одном НПЗ. Изучалась их структура, анализировалось состояние
машин и оборудования при знании его характеристики. Получены основ-
ные закономерности формирования стоимости отдельных ipynn оборудо-
вания. Эти зависимости нашли применение в переоценке основных фондов
данного завода, в ходе которой определялась реальная стоимость машин и
оборудования.
Все оборудование было разбито на группы, и для каждой группы в
зависимости от технических характеристик и основных факторов, влияю-
щих на их стоимость, применялись различные подходы прямого пересчета.
Метод прямой оценки полной восстановительной стоимости объектов
производится по документально подтвержденным рыночным ценам на но-
вые объекты, аналогичные оцениваемым, сложившимся на дату переоцен-
ки. Для документального подтверждения могут быть использованы такие
источники, как данные о ценах на аналогичную продукцию, полученные в
письменном виде от организаций-изготовителей; сведения об уровне цен,
опубликованные в средствах массовой информации и специальной литера-
туре. Оценка стоимости позволяет получить научно обоснованные методы
определения стоимости машин и оборудования. В результате полная вос-
становительная стоимость после переоценки уменьшилась в среднем на
20%.
123
УДК 512.2: 614.7 (083.75)
О.Б. Авдеева, И.В. Хоменко, Р.Б. Тукаева
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ВЛИЯНИЕ ПЕРЕОЦЕНКИ НА НАЛОГООБЛОЖЕНИЕ
Переоценка основных средств тесно связана с налогообложением.
Она влияет на два основных налога - налог на прибыль и налог на имуще-
ство. В результате применения повышающего коэффициента переоценки
увеличивается налог на имущество, но одновременно увеличивается и на-
численная амортизация. Возросшие амортизационные отчисления и налог
на имущество, в свою очередь, уменьшают облагаемую налогом прибыль
(рисунок).
Влияние стоимости основных средств на величину
налога на прибыль и налога на имущество
В данной работе было проведено исследование влияния переоценки
на величину налога на имущество, а также формирование налога на при-
быль. Было рассмотрено изменение среднегодовой стоимости имущества
НПЗ за три года, и при установленной налоговой ставке был определен налог
на имущество. На сегодняшний день существуют два метода переоценки -
индексный и метод прямой оценки. При проведении переоценки индексным
методом полученная стоимость оборудования оказывается неточной (в данном
случае необоснованно завышенной). Это приводит к неверному начислению
налога на имущество.
Более точным является метод прямой оценки, который позволяет ис-
править неточности, накопившиеся в результате применения среднегруппо-
вых индексов в ходе предшествующих переоценок. В результате применения
данного метода полная восстановительная стоимость основных фондов НПЗ
снизилась, что, в свою очередь привело к уменьшению налога на имущество.
Так как машины и оборудование имеют наибольший удельный вес в об-
щем объеме основных фондов, то снижение их стоимости вызывает суще-
ственное уменьшение налогооблагаемой базы, а это чрезвычайно важно
для предприятия. Таким образом, показано, что проведение переоценки
124
методом прямого пересчета положительно сказывается на налогообложе-
нии.
УДК 331.2.(628.543.12:615.9)
Г.Р. Галеева, Р.Н. Гимаев, В.И. Глазунов, Л.Ю. Назарова
Институт проблем нефтехимпереработки АН РБ (Уфа),
Башкирский государственный университет (Уфа)
СТАТИСТИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ
ДЛИТЕЛЬНОГО БИОТЕСТИРОВАНИЯ С ПОМОЩЬЮ ПЭВМ
Проведены исследования токсичности сточных вод нефтеперераба-
тывающих и нефтехимических производств ио отношению к рачкам даф-
ний (Daphnia magna straus).
Исследование хронического токсического действия сточных вод
НПЗ до и после биохимической очистки проводилось методом длительно-
го бпотестирования (30 суток) [1]. Оценка результатов опытов по влиянию
токсических веществ на плодовитость дафний проводилась на основании
средних величин из 3-х параллельных опытов в расчете на 10 дафний.
Данные всех опытов обрабатывались с помощью приложения Microsoft
Excel 8.0/97. Установлено, что тестируемая вода, отобранная из биопруда
ОАО "Уфанефтехим", после БОС ОАО "НУНПЗ" перед сбросом в реку Бе-
лую (таблица), не оказывает хронического токсического действия на даф-
ний (величина критерия достоверности меньше величины критерия Стью-
дента для уровня значимости Р=0,005 и степени свободы 4).
Статистическая обработка данных по длительному биотестированию
сточных вод НПЗ с помощью персональных ЭВМ значительно сокращает
объем работы, позволяет ускорить и упростить проведение биометриче-
ских вычислений, а также исключить возможные ошибки и, самое главное,
смоделировать условия и результаты длительного биотестирования.
Качество очищенной сточной воды
Наименование пробы № про- бы рн Содержание, мг/дм'
ХПК фенол нефте- продук- ты железо общее алюминий,
Сточные воды 1 7,5 95,2 0,012 0,09 следы 0,10 1
на сбросе 2 7,5 114,3 0,015 0,56 0,60 0,17
в реку Белую 3 7,2 733 отс. 0,13 0,65 0,20 )
125
Список литературы
1. РД 118-02-90. Методическое руководство по биотестированию воды. -
М.: Госкомприроды СССР, 1991.
УДК 331.2:(628.543.12:615.9)
Г.Р. Галеева, Р.Н. Гимаев, В.И. Глазунов, Л.Ю. Назарова
Институт проблем нефтехимпереработки АН РБ (Уфа),
Башкирский государственный университет (Уфа)
СТАТИСТИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА ДАННЫХ
ПО БИОТЕСТИРОВАНИЮ СТОЧНЫХ ВОД НПЗ НА ПЭВМ
Методологический подход, позволяющий сделать вывод о присутст-
вии в водной среде токсичных веществ по показателям биологических ре-
акций живых организмов, получил название биотестирования.
Биотестированию подвергались сточные воды нефтеперерабатываю-
щих заводов, отобранные после их локальной очистки на установках.
Сравнительная оценка токсичности потоков сточных вод позволяет вы-
явить особо токсичные сточные воды, а также установить, какие химиче-
ские вещества обусловливают высокую степень токсичности.
Мероприятия по снижению токсичности общезаводского стока НПЗ
должны быть направлены на ликвидацию особо токсичных потоков или на
снижение их токсичности, а также на исключение возможности сброса вы-(
сокотоксичных потоков на биологические очистные сооружения (БОС).
Это позволит предотвратить отрицательное воздействие стоков на микро-
организмы активного ила БОС, повысить эффективность работы БОС и
значительно снизить токсичность сточных вод, сбрасываемых в водоем.
В качестве тест-объекта при биотестировании стачных вод ОАО
’’Уфанефтехим” использовались дафнии (Daphnia magna Straus).
Определение острого токсического действия проводилось методом
кратковременного биотестирования (96 ч) [1].
Оценка результатов испытаний по влиянию токсикантов на плодови-
тость дафний проводилась на основании средних величин из трех парал-
лельных опытов в расчете на 10 дафний.
Полученные данные обрабатывались биометрически. Определяли
процент выживших дафний в тестируемой воде по сравнению с контроль-
ным опытом. Результаты, полученные при биотестировании, обрабатывали
с помощью приложения Microsoft Excel 8,0/97. Были вычислены средние
арифметические показатели выживаемости и плодовитости в контрольной
и тестируемой воде и их ошибка, среднее квадратичное отклонение пока-
126
зателей выживаемости и плодовитости, коэффициент вариации, критерий
достоверности.
Для оценки острого токсического действия (50% выживаемости) и
полного его устранения (100% выживаемости) построен график зависимо-
сти выживаемости дафний от кратности разбавления тестируемой воды
(рисунок).
Для приведенных экспериментальных данных 50%-ная выживае-
мость дафний соответствует кратности разбавления тестируемой воды,
равной 48, а 100%-ная - 2342. Эта зависимость описывается формулой.
Таким образом, полученная закономерность для конкретного стока
определяет необходимую степень разбавления при разной степени токсич-
ности.
1g кратности разбавления воды
Список литературы
1. РД 118-02-90. Методическое руководство по биотестированию воды. -
М.: Госкомприроды СССР, 1991.
УДК 331.2:(628.543.12:615.9)
О.Э. Щеглова, В.Э, Щеглов
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ОЧИСТКИ ПОЧВО-ГРУНТОВ
ПРИ ЗАГРЯЗНЕНИИ ИХ НЕФТЬЮ И НЕФТЕПРОДУКТАМИ
Источниками основного нарушения и загрязнения земель нефтью и
нефтепродуктами являются строительство и эксплуатация нефте- и про-
127
дуктопроводов, аварийные порывы трубопроводов, места осмотра и ре-
монта транспортных средств, нефтебазы, автотранспортные предприятия.
Загрязненная нефтепродуктами почва является, в свою очередь, источни-
ком загрязнения грунтовых вод и воздуха.
В настоящее время для очистки почво-грунтов от нефтепродуктов
применяют следующие методы:
- механические (снятие замазученных и битумизированных слоев
почвы, использование фильтров и центрифуг, смешивание загрязненной
почвы с чистой и т.д.);
- физические (сжигание нефти и нефтепродуктов, интенсивная аэра-
ция почвы, стимулирующая процессы биодеградации нефти, применение
электромагнитных и ультразвуковых полей и др.);
- химические (добавление в почву специально подобранных поверх-
ностно-активных веществ, вызывающих эмульгирование нефти и облег-
чающих переработку ее компонентов углеводородоокисляющими микро-
организмами);
- физико-химические (адсорбция нефтепродуктов веществами орга-
нического происхождения - торфом, мхом, углем и др.);
- биологические (активизация комплекса почвенных микроорганиз-
мов, обеспечивающих полную минерализацию нефти и нефтепродуктов до
углекислого газа и воды, внесение в почву препаратов по биодеградации
нефти, в состав которых входят нефтеокисляющие микроорганизмы).
Большинство из перечисленных методов не лишено тех или иных
недостатков. Например, при использовании части механических и физиче-
ских методов происходит необратимое уничтожение плодородного слоя
почвы, биологические способы очистки имеют климатические ограниче-
ния - их нельзя применять в зимних условиях и на многолетнемерзлых
грунтах. Кроме того, не каждый метод в определенных конкретных усло-
виях экономически оправдан.
Одним из новых методов очистки грунтов является применение экс-
тракционных процессов. В частности, Санкт-Петербургским научно-
исследовательским центром экологической безопасности Российской Ака-
демии наук совместно с Проблемной лабораторией системных исследова-
ний окружающей среды Северо-Западного заочного политехнического ин-
ститута разработана технология и выполнены рабочие проекты технологи-
ческих модулей, сочетание которых позволяет решить задачу очистки
грунтов и различных шламов от нефтепродуктов. Применение экстракци-
онных процессов позволяет не только ликвидировать нефтесодержащие
отходы, но и почти полностью (на 98-99,5%) возвратить нефтепродукты
для повторного использования, например, в качестве котельного топлива.
Остаточное содержание нефтепродуктов, являющихся битумоподобными
веществами, нерастворимыми и нелетучими, не превышает, таким обра-
зом, 0,5-2,0%. Процесс экологически чистый и безотходный. Установки
могут выполняться как стационарными, так и передвижными. Учитывая
128
разнообразие свойств нефтепродуктов, гранулометрический состав мине-
ральных компонентов, требуемую глубину очистки и объем переработки, в
каждом конкретном случае предварительно производится корректировка
режима очистки.
В перспективе планируется более глубокое исследование ‘примени-
мости и степени эффективности данной технологии для очистки почво-
грунтов, загрязненных объектами транспорта и хранения нефти и нефте-
продуктов (в частности, при авариях на трубопроводах), а также предпри-
ятиями нефтепереработки.
УДК 338.45:665.6
А.П. Руфанов
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ФОРМАЛИЗАЦИЯ ФАКТОРОВ В УПРАВЛЕНЧЕСКИХ МОДЕЛЯХ
ПРЕДПРИЯТИЙ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА
Выбор средств и методов решения задач оперативного управления
предприятиями топливно-энергетического комплекса (ТЭК) во многом оп-
ределяется наряду с внутренними, еще и внешними ограничениями. Прак-
тика первых лет преобразований в секторе экономики обозначила законо-
мерности развития общей ситуации: кризис приобрел затяжной характер;
продолжается общий спад производства; попытки сдерживания курса на-
циональной валюты приводят к исчезновению денежных средств в расче-
тах и к потере ценовой конкурентоспособности отечественных товаров;
банковская система страны вывела финансовые капиталы из реального
сектора экономики; сомнительны иностранные инвестиции в производство
в связи с последними событиями в России и мировым финансовым кризи-
сом; нельзя рассчитывать на гарантированный положительный результат
от внешнеэкономической деятельности.
Перечисленные обстоятельства не способствуют становлению и раз-
витию производства. Внешние факторы непостоянны, имеют знакопере-
менный характер влияния, и это главный урок последних лет рыночных
реформ. Предприятие должно научиться вести производственную деятель-
ность в новых нестабильных условиях хозяйствования. Это предполагает
разработку новой модели управления производством, позволяющей произ-
водить оперативный анализ и выдавать управленческие решения на основе
сопоставления экономического эффекта с затратами на его создание в лю-
бой конкретный момент времени. Успешная реализация продукции на
рынке - фактор, благоприятствующий росту эффекта и ограничивающий
129
его сверху (в графической интерпретации системы «директ-костинг»), од-
нако и самый подверженный перечисленным выше переменным внешним
условиям. Продуманность каждого шага оптимизации этого фактора неве-
лика и полагается на благоприятное стечение внешних обстоятельств. В
разработке управленческой модели следует уделять внимание «нижнему»
граничному фактору - издержкам производства. С учетом их меньшей
чувствительности к внешним воздействиям задача имеет возможность ма-
тематического описания и решения. В итоге должен быть разработан при-
емлемый инструмент достаточно оперативного управления затратами, по-
зволяющий организовать производство по критерию минимизации издер-
жек для повышения эффективности локального предприятия, либо для по-
вышения общего корпоративного эффекта.
УДК 338.45:665.6
А.Р. Юмадилов
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
МЕТОД РАСЧЕТА И АНАЛИТИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПОКАЗАТЕЛЯ
ПРОГРЕССИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СТРУКТУРЫ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Чтобы оценить с единой позиции противоречивые данные о воздействии
процессов углубленной переработки нефти на размер прибыли, необходим
показатель уровня совершенства технологической структуры НПЗ. Из самого
его названия следует, что к нему предъявляются высокие требования в отноше-
нии содержательности и аналитических свойств. Он должен выражать не
просто меру технологической сложности завода, а, как сказано, - технологиче-
ского совершенства, которое проявляется только в итоговом экономическом
результате.
Обсуждаемый показатель призван корректно синтезировать технологиче-
ский и экономический аспекты развития схем переработки нефти.
Следует исходить из очевидных по определению обстоятельств:
I) технологическая структура НПЗ представляет соотношение удельных
весов мощностей технологических процессов, выраженных в процентах к
мощности первичной переработки нефти;
2) существует технико-экономический ориентир (эталон) структуры про-
цессов, характеризующихся выраженными экономическими преимуществами
по сравнению с фактически достигнутой на оцениваемом объекте (заводе,
концерне, отрасли).
Мерой близости фактической технологической структуры к эталону бу-
дет обобщенное нормированное расстояние между ними (S). Smax= I; Smin=0.
130
Тогда коэффициент прогрессивности технологической структуры:
Knrc=l-S.
Поскольку структура технологических процессов в силу ее определения -
вектор, то мы не можем определить расстояние (S) между сопоставляемыми
структурами иначе, как евклидово:
где / индекс технологического процесса (/= 1. . и);
с/., - удельный вес /-го процесса в технологической структуре эталонного
нефтеперерабатывающего комплекса;
d.o- удельный вес i-ro процесса в структуре оцениваемого НПЗ;
Bj - коэффициент значимости (участия) /-го процесса в формировании эко-
номического результата углубления переработки нефти (например, прироста
объема чистой продукции (ЧП) или массы прибыли.
Коэффициенты В, должны прямо выражать соотношение вклада его про-
цесса в формировании массы прибыли с аналогичным вкладом процесса
первичной переработки.
Отсюда способ определения их величин:
(Л-г/:,) 100
(Рп-тКп^
где Pi - объем прибыли или ЧП, обеспечиваемый вводом в схему НПЗ /-го
процесса;
Л',- капитальные вложения, необходимые для ввода i-ro процесса;
г - стоимость кредитных ресурсов;
Рп - объем прибыли или ЧП процесса первичной переработки нефти;
Кп - капитальные вложения в процессе первичной переработки нефти.
Определенные таким образом В, представляют соотношения объемов ЧП
или прибыли в расчете на 1% удельного веса /-го технологического процесса и
процесса первичной переработки. В результате подобного взвешивания
приобретаем характер прямой технико-экономической оценки близости факти-
ческой массы прибыли или ЧП, к максимальной, достижимой при эталонной
технологической структуре. Следовательно, ее можно непосредственно приме-
нить для выбора рациональной стратегии развития технологической схемы
конкретного НПЗ при установленных В, и известных с/,э.
Наиболее ответственный этап - расчет В,. Он осуществлен автором мето-
дом последовательного введения в схему НПЗ важнейших процессов и расче-
том массы прибыли прямым путем.
К настоящему времени получены следующие значения В,: первичная пе-
реработка - 1; термический крекинг - 1,05; каталитический крекинг - 1,35,
каталитический риформинг - 3,27.
131
УДК 338.45:665.6
К.Н. Травников
ОАО «АБ «Инкомбанк» (Уфа)
КЛАССИФИКАЦИЯ И УПРАВЛЕНИЕ РИСКАМИ В БАНКОВСКОЙ
ДЕЯТЕЛЬНОСТИ
По мере нарастания кризисных явлений в финансовой и банковской
сфере возрастают сложность и значение управления коммерческим банком -
управление ликвидностью, доходностью операций, управление рисками,
возникающими при работе на соответствующих финансовых рынках.
Риски, сопровождающие банковскую деятельность, можно класси-
фицировать следующим образом:
1) риск по кредитам корпоративным и частным клиентам;
2) риск по межбанковским кредитам;
3) риск по забалансовым обязательствам;
4) риск вложений в ценные бумаги;
5) валютный риск;
6) процентный риск.
Процесс управления рисками можно разделить на следующие этапы:
1) сбор и анализ информации о наличии рисков:
2) принятие решения о необходимости специальных мер по страхованию
риска;
3) контроль за исполнением решения.
Анализ полученной информации позволяет снизить степень неопре-
деленности, присутствующую при принятии решения в условиях рыноч-
ной экономики.
Одной из мер страхования банковских рисков является использова-
ние системы лимитов, представляющей собой систему ограничений наи-
более рискованных действий отдельных подразделений банка. Лимит по
авансированному капиталу устанавливает предельный размер капитала,
который может быть задействован в активных операциях, проводимых
подразделениями за счет собственных средств банка; лимиты по видам
финансовых активов, в которые могут быть произведены инвестиции фор-
мируют предельно возможные доли различных финансовых инструментов
в портфеле банка; суммарный лимит кредитного риска устанавливает сум-
марный объем обязательств перед банком.
Меры по снижению риска и предупреждению наступления рисково-
го события будут эффективны только при условии хорошо налаженной
системы контроля рисков, которая должна включать в себя предваритель-
ный, текущий и последующий контроль.
Для снижения степени риска банки могут также использовать: инст-
рументы срочного рынка (опционы, фьючерсы, форварды); страхование
132
рисков в крупных страховых компаниях (как правило, используется для
кредитных рисков); высоколиквидное обеспечение; диверсификация инве-
стиционного портфеля банка.
В настоящее время коммерческие банки пришли к пониманию того,
что для успешной работы банку необходимо иметь налаженную систему
управления рисками. Практически все крупные банки создали или органи-
зуют отделы по управлению рисками. Кроме того, некоторые банки начи-
нают развивать собственные методики по расчету стоимости рисков (на-
пример, по расчету стоимости риска портфеля или отдельной позиции).
Осуществление банком грамотного управления рисками повышает его
стабильность, привлекательность для клиентов, позволяет избежать значи-
тельных убытков в период финансовых кризисов.
МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ
И ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОЦЕССОВ ТРАНСПОРТА
И ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА
134
УДК 62-50:622.692.4
Ю.А. Фролов, Л.И. Ванчухина, А.А. Камалтдинов, Д.А. Дьяков, П.А. Ярин
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ЛОГИСТИКА НЕФТЕПРОСГРАНСТВА:
ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ
Трудно переоценить роль нефти и нефтепродуктов для нужд Рос-
сийской экономики на современном этапе. Они являются наиболее значи-
мой товарной группой российского экспорта, источником получения ва-
лютных средств, обеспечивающих поддержание других отраслей промыш-
ленности: в некотором смысле можно утверждать, что они равно как и
природный газ, являются гарантом стабилизации экономической жизни
страны в целом.
Значительные структурные изменения в хозяйственной деятельно-
сти предприятий и организаций топливно-энергетического комплекса,
обусловленные становлением рыночных отношений и, как следствие воз-
росшая потребность в совершенствовании всех видов взаимосвязей в про-
цессах управления материальными, финансовыми и информационными
потоками обусловили обращение к такой дисциплине, как логистика.
Мировая практика создания логистических систем показала, что ло-
гистические принципы в настоящее время можно рассматривать как одно
из магистральных направлений развития предприятий вне зависимости от
форм собственности.
Что такое логистика? В одной из немногочисленных книг, посвя-
щенных проблемам, вынесенным в название настоящего доклада, говорит-
ся: “Логистика, применительно к нефте- и нефтепродуктообеспечению, ор-
ганизационные аспекты этого процесса, имея первостепенное значение дм
любого развитого государства, в России приобретают особо важную
роль”...
Представленный доклад, с одной стороны, носит обзорный харак-
тер, преследующий цель познакомить слушателей с относительно новым
научным направлением - логистикой и, в частности, с понятием такого яв-
ления или научного направления, как логистика нефтепространства, что
побуждает интерес к более глубокому изучению этой науки, к ее пробле-
мам.
С другой стороны, в докладе показана фундаментальная роль логи-
стики как науки в изучении развития и функционирования предприятий
нефтегазового комплекса в рыночных условиях, их деятельности, ориенти-
рованной не на рынок производителя, а на рынок потребителя.
По существу логистика является методологической основой систем-
ного анализа развития и функционирования нефтяных компаний. Исполь-
зование принципов логистики позволяет по-новому взглянуть на вопросы
135
проектирования и эксплуатации технических объектов и технологических
процессов, используемых и реализуемых в этих компаниях; на вопросы
самой организации этих компаний и управление их деятельностью.
Наконец, авторы считают, что логистика - это наиболее перспек-
тивное научное направление, относящееся к области фундаментальных и
прикладных исследований. Однако до недавнего времени этими пробле-
мами в университете не занимались или занимались эпизодически отдель-
ные исследователи с учетом их научных интересов и привязанностей.
УДК 62-50:622.692.4
А.А. Шутов
(Институт проблем транспорта энергоресурсов)
ЧИСЛЕННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ РАБОТЫ
НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОГО ТРУБОПРОВОДА,
ПЕРЕКАЧИВАЮЩЕГО РЕОЛОГИЧЕСКИ СЛОЖНЫЕ
ЖИДКОСТИ
Трубопроводный транспорт жидкостей, проявляющих сложные рео-
логические свойства при температуре окружающей среды (теряют свойст-
во “текучести”), слабо развит в нефтегазодобывающем комплексе Россий-
ской Федерации из-за недостаточной изученности стационарных и неста-
ционарных течений в трубах. Разработанные на сегодняшний день различ-
ные технологии перекачки таких жидкостей основаны на внесении в поток
перекачиваемой жидкости или дополнительной тепловой энергии
(“горячая” перекачка, применение систем попутного электроподогрева)
или различного рода разбавителей (маловязкая жидкость, синтетические
поверхностно-активные вещества, вода и т. п.). Всем этим технологиям
свойственны недостатки, связанные с необходимостью больших энергоза-
трат на перекачку, резервирования излишнего насосно-энергетического
оборудования, повышенных затрат на его ремонт и реновацию, а в случае
ппименения специальных реагентов для изменения физико-химических
свойств перекачиваемой среды - создания специальных химических произ-
водств, транспортных грузопотоков и строительства развитых баз по
приему и хранению химреагентов.
Следует отметить, что неизотермическая перекачка - довольно
“капризная” технология, «горячий» нефтепровод имеет ограничения как по
максимальной пропускной способности, так и по минимальной. Достаточ-
но незначительное снижение температуры подогрева жидкости или произ-
водительности перекачки при неблагоприятных температурных условиях
136
окружающей среды может привести к аварийной ситуации
(“замораживанию” трубопровода), поэтому, а также из-за недостаточно
точного математического прогнозирования этих процессов на “горячих”
нефтепроводах применяются завышенные температуры подогрева жидко-
сти, а это приводит к большим потерям тепла, особенно на начальных уча-
стках трубопровода и, соответственно, неоправданно высоким энергоза-
тратам. Ранее при низкой стоимости сжигаемого в печах подогрева топли-
ва (части самой перекачиваемой жидкости, газа и т.п.) “горячая” перекачка
была экономически выгодна, но в настоящее время, в связи с общей тен-
денцией увеличения стоимости энергоносителей этот метод трубопровод-
ного транспорта при существующих технологических параметрах может
перейти в разряд убыточных технологий для отрасли.
Технология перекачки жидкостей по теплоизолированным трубопро-
водам, оборудованным системами попутного электроподогрева, свободна
от указанных осложнений, но высокие рабочие температуры приводят со-
ответственно к большому расходу электроэнергии, закладываемому в про-
ект таких трубопроводов. Это является основной причиной, которая отпу-
гивает производственников от реального применения трубопроводов с
электроподогревом в своих хозяйствах, несмотря на то, что по данным
трубопроводам можно перекачивать, не смешивая, маловязкие и высоко-
вязкие жидкости при самых неблагоприятных климатических условиях ок-
ружающей среды и значениях производительности перекачки.
Здесь предлагается математическое моделирование различных ас-
пектов работы неизотермического трубопровода, основанное на численном
решении классических нестационарных нелинейных уравнений движения
и энергии, описывающих ламинарное течение неньютоновских жидкостей,
а турбулентный режим описывается при помощи полуэмпирических фор-
мул Блазиуса, Кутателадзе и их модификаций. Одним из граничных усло-
вий принята гидравлическая характеристика одного или двух, трех, уста-
новленных последовательно, насосов. При этом удалось учесть различие в
статических и динамических реологических свойств перекачиваемой жид-
кости.
Численное решение нестационарных уравнений позволило смодели-
ровать теплогидравлические параметры процесса пуска участка трубопро-
вода после остановки, определить технологические параметры переходных
(изменение во времени производительности перекачки, температуры по-
догрева рабочей жидкости, изменение количества работающих насосов и
т.п.) процессов работы трубопровода.
Особый интерес вызывают перекачка по неизотермическому трубо-
проводу в режиме «гидродинамического теплового взрыва». Значительное
снижение гидродинамического сопротивления, т.е. увеличение пропускной
способности трубопровода, происходит за счет максимального использо-
вания эффекта саморазогрева жидкости в пристенной области течения,
эффект "гидродинамического теплового взрыва". Как показывают расчеты,
137
чем хуже “текучие" свойства жидкости, тем эффект больше. Для аномаль-
ных жидкостей, обладающих свойством предельного напряжения сдвига
(например, высокопарафинистые нефти), эффект снижения гидродинами-
ческого сопротивления или увеличения пропускной способности трубо-
провода достигается не только за счет увеличения температуры жидкости в
пристенной области, но и за счег уменьшения “застойной” области тече-
ния, т.е. увеличения “живого” сечения трубопровода. Следует отметить
интересный факт: чем ниже температура подогрева жидкости, тем меньше
“застойная” зона течения, а это позволяет значительно снизить энергоза-
траты тепловой энергии при горячей перекачке и электрической - при пе-
рекачке по трубопроводам с попутным электроподогревом (затраты тепло-
вой энергии на порядок выше энергозатрат работы насосно-силового обо-
рудования).
Математическая модель, разработанная для различных режимов ра-
боты неизотермического трубопровода, перекачивающего жидкости со
сложными реологическими свойствами, и созданные на ее основе рабочие
программы на ПК при помощи прогнозирующей проигровки позволяет
производственникам:
оперативно принимать решения по предупреждению критических
режимов, приводящих к “замораживанию” трубопровода;
безопасно переводить работу трубопровода на режим с меньшими
энергозатратами;
решать вопрос о применении и количестве вводимой в рабочую жид-
кость депрессаторов;
выбирать время и сроки для проведения профилактических и ре-
монтных работ, просчитав заранее безопасное время остановки участка
трубопровода.
Данная математическая модель позволит выбрать наиболее дешевый
способ перекачки на вновь проектируемых трубопроводах, рассчитывая по
разработанным программам на ПК теплогидродинамические характери-
стики и на их основе технико-экономические показатели различных техно-
логий трубопроводного транспорта.
138
УДК 62-50:622.692.4
С.Г. Бажайкин
Институт проблем транспорта энергоресурсов (Уфа)
ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАСЧЕТА ЦЕНТРОБЕЖНЫХ
НАСОСОВ ПРИ ИЗМЕНЕНИИ ДИАМЕТРА И ШИРИНЫ КАНАЛОВ
РАБОЧЕГО КОЛЕСА
С целью экономии электроэнергии эксплуатационников и исследова-
телей всегда интересовала возможность регулирования характеристики
центробежных насосов. Одним из наиболее доступных способов является
подрезка рабочего колеса по диаметру. Этому вопросу посвящено много
исследований, суть которых заключается в получении экспериментальных
коэффициентов для расчета напора, расхода и КПД в зависимости от сте-
пени подрезки. Для каждого типа насосов необходимо проведение своих
экспериментов. В представленном докладе предлагается математическая
модель, позволяющая провести расчет для центробежных насосов любого
типа. Модель строится в предположениях, что имеется характеристика на-
соса на перекачиваемую жидкость. Предполагается, что эта характеристи-
ка вбирает в себя все особенности конструкции насоса. В этол» случае рас-
чет насоса можно вести по уравнению Эйлера для лопастных машин. В
выражениях через конструктивные параметры для базового варианта урав-
нение запишется, как
, дП п _ nQctg5_
ci _ ___2___________Z
1 6(f 7 60gb2
где Нт - - напор, g - ускорение свободного падения;
Dj - диаметр рабочего колеса;
п - число оборотов в минуту;
Q - расход жидкости;
Ь2 - ширина каналов рабочего колеса на выходе;
р2 - угол наклона лопаток на выходе из рабочего колеса.
При изменении диаметра D2 изменение напора составит
=м ~ >
g 60 -° -1 60g в в
'зо ^21
При изменении напора расход изменяется по зависимости — = <—)
Н, Qi
Это справедливо только для второго члена уравнения, т.к. первый член не
зависит от Q. Расход по предложенным формулам для насосов односто-
роннего и двухстороннего входа жидкости показывает расхождение с экс-
периментом в пределах 10%.
139
В докладе приводится анализ полученных зависимостей и сравнива-
ются расчеты с экспериментальными данными.
УДК 62-50:622.692.4
И.Р. Байков, Е.А. Смородов. О.В. Смородова
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ИМИТАЦИОННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ОТКАЗОВ
ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ
В докладе предлагается использование метода Монте-Карло для ими-
тационного моделирования аварийных отказов газоперекачивающих агре-
гатов (ГПА) и получения некоторых характеристик их надежности, а так-
же приводится пример расчета оптимальной периодичности капитальных
ремонтов газоперекачивающих агрегатов.
Д.1Я проведения расчетов необходимо знать вид и параметры законов
распределения F,(t), которые могут быть получены из анализа статистиче-
ских данных по аварийным отказам ГПА. Проведенные исследования по-
казали, что наиболее адекватно функция отказов на начальном этапе экс-
плуатации ГПА описывается распределением Вейбулла [ 1 ] при 0<а<1:
F(t) = I - ехр[-(kt)3 ],
f(t) = aA(Xt)a~'exp[-(kt)“ ,
где f(t) - плотность распределения времени наработки ГПА на отказ, X -
интенсивность отказов, t - время эксплуатации ГПА.
После окончания периода приработки отказы, в основном, происходят
в результате физического износа элементов ГПА., и функция распределе-
ния отказов в этом случае соответствует нормальному закону' [1,2].
При построении математической модели ГПА было принято, что агре-
гат состоит из двух функциональных элементов, которые могут выходить
из строя по независимым причинам, причем отказ любого из них приводит
к остановке агрегата в целом. Учет повышенной интенсивности отказов в
период приработки проводился путем последовательного подключения к
реальным элементам ГПА дополнительного «фиктивного» элемента, плот-
ность распределения отказов f(t) которого описывается распределением с
убывающей интенсивностью отказов, а именно распределением Вейбулла.
Рассмотренный в докладе пример показывает, что при наличии достаточ-
ного объема статистических данных по отказам ГПА предлагаемая модель
позволяет рассчитать оптимальный межремонтный период эксплуатации
газоперекачивающих агрегатов. В частности, для ГПА с турбинным при-
140
водом ГТК-10 со временем общей наработки около 120 тыс. ч оптималь-
ным является временной интервал 15000 ч.
С учетом возможности произвольного расширения числа рассчиты-
ваемых узлов ГПА и задания их реальных характеристик надежности рас-
смотренная модель может быть применена для планирования календарных
сроков проведения планово-предупредительных и капитальных ремонтов
ГПА любого типа.
Список литературы
1. Гнеденко Б.В., Беляев Ю.К., Соловьев А.Д. Математические методы в
теории надежности. -М.: Наука, 1965.- 524с.
2. Исследование операций: В 2-х томах / Пер. с англ. / Под ред. Дж. Мо-
удера, С. Элмаграби. - М.: Мир, 1981. -677 с.
УДК 62-50:622.692.4
С.К. Рафиков, Е.Н. Домрачев
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
МОДЕЛИРОВАНИЕ ПОВЕРХНОСТИ ПРИ ОЦЕНКЕ ВЛИЯНИЯ
НА НАПРЯЖЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ФОРМЫ ВМЯТИН В СТЕНКЕ
ТРУБОПРОВОДА
В настоящее время, когда все больше внимания уделяется диагно-
стированию технического состояния, а также ремонту (текущему или ка-
питальному) линейной части магистральных трубопроводов вообще, и
нефтепроводов в частности, становится актуальной проблема как самого
принятия решения о необходимости ремонта, а может быть, и замены тру-
бы, так и путей его реализации. Объектами решений становятся практиче-
ски все трубопроводы, но повышенного внимания требуют к себе прежде
всего трубопроводы, прослужившие 20-30, а иногда и более лет. К настоя-
щему времени за пределами нормативного срока службы (33 года) работа-
ет около 2500 км магистральных трубопроводов, со сроком службы около
30 лет - 5000 км, со сроком службы около 25 лет - 4500 км, 20 лет -
7000 км, т.е. заметная доля всех магистральных нефтепроводов, вероятно,
близка (с позиций теории надежности) к предельному состоянию, когда
применение системы по назначению неоправданно.
Анализ разрушений на магистральных трубопроводах и исследова-
ния аварийных катушек показывают, что размеры разрушения труб нефте-
проводов в длину не превышают 5-6 диаметров труб. Разрушения в длину
всегда происходят от дефектов и под действием внутреннего давления.
Дефекты бывают коррозионные, сварочные и механические (непровар,
трещина, царапина, вмятина, гофра и др.). Дефекты при эксплуатации мо-
141
гут привести к разрушениям, которые могут иметь тяжелые экологические
и экономические последствия.
Трещины, расслоения, гофры и другие выявленные дефекты подле-
жат удалению. Вмятины, однако, как более «гладкие» повреждения стенок
могут быть оставлены или удалены, но решение этого вопроса должно ос-
новываться на оценке действительного уровня напряжений от эксплуата-
ционных нагрузок. Ввиду сложности формы вмятин действительные на-
пряжения могут быть определены только численными методами, напри-
мер, методом конечностных элементов (МКЭ).
Сложность формы вмятин вынуждает работать с большим объемом
подготовительного материала. Нами для автоматизации подготовки чис-
ленного материала, описывающего сетку МКЭ, предлагается использовать
функции, описывающие сечения вмятин в осевом и кольцевом направле-
ниях. Совместное решение функций дает координаты точек сопряжения
кривых в рассматриваемых сечениях вмятины с прилегающей поверхно-
стью трубы и координаты узлов сетки МКЭ.
Перебор разных форм вмятин осуществляется изменением коэффи-
циентов, входящих в функции, описывающие форму сечений.
УДК 62-50:622.692.4
А.А. Коршак, А.В. Кулагин, С.А. Коршак
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПЛАВАЮЩИХ КРЫШ
НА ОСНОВЕ МОДЕЛИРОВАНИЯ ИХ РАБОТЫ
В товарньх парках нефтеперерабатывающих заводов широко приме-
няются резервуары с плавающей крышей. По аналогии с опытом их зару-
бежного использования, считается, что плавающие крыши сокращают по-
тери бензина от испарения на 90.. .95%. К сожалению, это не значит, что и
в нашей стране плавающие крыши столь же эффективны. Дело в том, что
за рубежом резервуары сооружаются методом полистовой сборки, что
обеспечивает, с одной стороны, практически идеальную цилиндричность
стенки, а с другой - ее жесткость. Отечественные же резервуары соору-
жаются методом развертывания рулонной заготовки, и эта технология яв-
ляется причиной того, что часть поверхности бензина в них остается не за-
крытой затвором плавающей крыши.
Инструментальное определение сокращения потерь бензина при
применении плавающих крыш S связано с большими трудностями. В связи
с этим для решения данной задачи авторы использовали метод моделиро-
вания процессов испарения на ЭВМ. Расчет сокращения потерь бензина
142
выполняется на основе сравнения концентрации углеводородов в газовом
пространстве резервуара со стационарной кровлей и резервуара с понто-
ном того же типоразмера, что и резервуар с плавающей крышей (РВСПК).
С использованием разработанного программного обеспечения было про-
анализировано влияние на эффективность плавающих крыш коэффициента
оборачиваемости, номинальной вместимости резервуаров, уровня взлива
бензина и доли открытой поверхности.
Расчеты показали, что величина S практически не зависит от коэф-
фициента оборачиваемости. С увеличением номинальной вместимости ре-
зервуара эффективность плавающих крыш также возрастает. Так, в резер-
вуаре РВСПК 5000 при полном отказе затвора (£ = ) величина
S = 29...34%, при £ = 0,5 • г S = 66.. .68%; а при £ = 0,25 • £
' л J иил а > шах
S = 82...85%. Для резервуара же РВСПК 10000 при аналогичных условиях
S равна соответственно 54...56, 77...79 и 89...91%. Влияние уровня взлива
бензина на сокращение его потерь рассматривалось на примере резервуара
РВСПК 5000 при доле открытой поверхности с = 0,25 • £-max. Оказалось, что
в отличие от понтонов плавающие крыши более эффективны (82...84%)
при пониженных взливах и наименее полезны (42...43%) при повышенных
взливах бензина в них.
Полученные результаты позволяют более квалифицированно осуще-
ствлять выбор средств сокращения потерь бензинов от испарения из резер-
вуаров.
УДК 62-50:622.692.4
С.Д. Тулебаев
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
СДВИГ БИФУРКАЦИОННЫХ ЗНАЧЕНИЙ ПОД ВОЗДЕЙСТВИЕМ
ФЛУКТУАЦИЙ В МОДЕЛИ ГАРЕЛА-РОССЛЕРА
Большое, количество разных задач математического моделирования в
области химической кинетики приводит к системам нелинейных
обыкновенных дифференциальных уравнений, причем размерность
полученной модели определяется числом реагентов. На практике
большинство однородных химических систем просто релаксирует к
стационарному состоянию, однако существуют осциллирующие
химические реакции, в которых концентрации реагирующих веществ
совершают периодические колебания. Их активное исследование началось
с открытия реакции Белоусова-Жаботинского [1].
143
В 1973 г. Рюэль предположил, что некоторые химические реакции, в
том числе и реакция Белоусова-Жаботинского, могут протекать
хаотически (явление химической турбулентности), что позднее было
подтверждено теоретическими и экспериментальными методами [2]. В
качестве одной из моделей таких реакций была предложена модель
Гарела-Росслера [3]:
~ = bx + y~yz, (1)
ot
S: + > z
— = * +.V'-------
dt z + c
Здесь x,y,z - безразмерные концентрации реагентов, а>0, Ъ>0, с>0 -
параметры системы, характеризующие условия протекания реакции.
Эта модель интересна тем, что она имеет различные периодические
решения и в ней возможен стохастический режим, причем зарождение
динамического хаоса происходит через каскад бифуркаций удвоения
периода предельных циклов (по сценарию Фейгенбаума) [4].
Автором было проведено моделирование влияния естественных
флуктуаций, путем введения в правые части уравнений (1) аддитивной
малой добавки в виде белого шума:
йх и , .
— = х - av - xz + сгс (t),
dt
^- = bx + y-yz + c^i(t), (2)
Ot
dz ? ? z a .
— = x +p---------+ ^3(t),
dt z + c
где ф/r)- нормально распределенный белый шум, удовлетворяющий
условиям
. / \ [ 0. I # j
(ф,(/) =0, £,«^0 + 1) = _ / .
' ' J ' (gS(t), / = j
Здесь ст- интенсивность шума (ст « 1) и 8(т)-дельта-функция.
Анализ такой модифицированной модели Гарела-Росслера
вычислительными методами показал сдвиг бифуркационных значений
управляющих параметров с изменением топологии периодических
предельных циклов. Так, существующий в невозмущенной системе при
а=0,1; Ь=3,5; с=1,0 однократный предельный цикл в новой модели
деформируется в зашумленное периодическое решение, близкое к
144
предельному циклу, существовавшему в исходной модели при меньшем
значении параметра Ь. Таким образом, влияние флуктуаций приводит к
уменьшению “эффективного” значения управляющего параметра, а
переход к новому циклу осуществляется за случайное время t„ep, имеющее
тенденцию к уменьшению с ростом амплитуды возмущений о.
Список литературы
1. Жаботинский Л.М.-Концентрационные колебания. - М.: Наука,
1974.
2. Гарел Д. Колебательные химические реакции. - М.: Мир, 1986.
3. Синергетика. - М.: Мир, 1984.
4. Тулебаев С.Д., Харрасов М.Х. Периодические решения модели
Гарела-Росслера II Прикладная нелинейная динамика. - 1995. -
Т.З.-№1. - С. 3-10.
УДК 62-50:622.692.4
В.В. Репин, Е.В. Савичев, Ф.Ф. Абузова, С.Л. Лебедева, Г.Г. Янборисова
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
МЕТОДИКА ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАСЧЕТА
РАВЕТВЛЕННОЙ КОМПЛЕКНОЙ СИСТЕМЫ ПОДОГРЕВА
В комплексной системе подогрева (КСП) в разных резервуарах раз-
личный высоковязкий нефтепродукт (мазут, масло), имеющий относитель-
но низкую температуру, через систему подогревателей нагревается мало-
вязкой незамерзающей жидкостью с большей температурой (горячим теп-
лоносителем). Основной задачей теплогидравлического расчета в данной
работе является определение максимальной потери давления в КСП с це-
лью подбора насоса.
Расчетная схема состоит из пункта подогрева и нескольких парал-
лельно включенных ветвей, по которым одновременно происходит пере-
качка маловязкого горячего теплоносителя (например, масла индустриаль-
ного). Каждая ветвь, в свою очередь, состоит из нескольких параллельно
обвязанных подогревателей резервуаров. При этом разность температур
теплоносителя на входе и выходе ветвей может достигать 70 °C и более.
Для решения задачи производится определение массовых расходов,
сопротивлений и потерь давления на всех ветвях и участках КСП при за-
145
данном режиме работы. Общий массовый расход (Мт) в этом случае разде-
ляется по ветвям на п параллельных участков Mi, Mj, ...Mn. С учетом па-
раллельно включенных в каждой ветви m резервуаров можно записать:
(1)
Массовый расход теплоносителя через подогреватели резервуаров
определяется из уравнения теплового баланса
м,}=^--ст (2)
T'j
где Mg - массовый расход горячего теплоносителя, прокачиваемого
через подогреватели ij-ro резервуара, кг/с; с и ст - средние массовые теп-
лоемкости соответственно горячего теплоносителя и нефтепродукта,
Дж/(кг К); и Zj - температуры теплоносителя на входе и выходе из по-
догревателя, К; т|п - к.п.д. подогревателя; M:J - масса подогреваемого
нефтепродукта в ij-м резервуаре, кг; Ту - время подогрева нефтепродук-
та, с; tK:j и t№j - начальная и конечная температура нефтепродукта в ре-
зервуаре, К.
Дтя установившихся режимов, считая, что зависимость потерь дав-
ления от массовых расходов является квадратичной, получаем систему не-
линейных алгебраических уравнений для определения вектора потерь дав-
ления.
р = S-M-m, (3)
при этом задан и фиксирован вид схемы КСП; геометрические ха-
рактеристики узлов и ветвей считаются константами.
В выражении (3) ; р - вектор потерь давления, S - матрица коэффи-
циентов сопротивлений, на i-й строке которой только элементы
Si. з: ii отличны от нуля и соответствуют сопротивлениям при i-м ре-
зервуаре на участках 1, 2, 3; М - диагональная матрица массовых расхо-
дов; вектор массовых расходов.
При составлении уравнений для всей КСП при последовательном
соединении складываются сопротивления, при параллельном - проводи-
мости.
Расчет производится от последнего подогреваемого резервуара к
первому. В работе приведен алгоритм последовательности расчета. Подбор
насоса производится по давлению.
146
Ph ^Pinax (% Sr)'(SMjj) , (4)
где Aplnax - максимальные потери давления из всех рассчитанных
ветвей; s0 - сопротивление на всасывающей линии насоса; з, - сопротивле-
ние на линии теплообменника.
Для данной методики разработана программа расчета в среде Tur-
bopascal.
УДК 62-50:622.692.4
А.И. Антипов
Альметьвский нефтяной институт (Альметьевск) ,
ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАСЧЕТНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ
НОРМ РАСХОДОВ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ
НА ПРОВЕДЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПЕРАЦИЙ
ПО ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ
Современные объекты промысловой подготовки нефти к транспор-
ту, отличаясь значительным разнообразием применяемых технологических
схем, обладают рядом общих признаков, к которым .можно отнести:
- использование огневого нагрева обрабатываемой нефти (кроме
случаев с использованием промежуточных теплоносителей);
- регенерацию тепла обработанной нефти;
- необходимость действенного регулирования температур в соответ-
ствующих узлах с целью поддержания их в пределах, требуемых условия-
ми осуществления технологических процессов;
- использование теплообменной и отстойной аппаратуры а также
развитой сети трубопроводных коммуникаций, приводящей к образованию
больших поверхностей контактирования с окружающей средой;
- значительное влияние сезонности;
- возможность значительного изменения водосодержания и темпера-
туры поступающей на обработку нефти.
Существующие руководящие материалы по расчетному определе-
нию норм расходов топлива на проведение комлекса технологических опе-
раций по промысловой подготовке нефти содержат ряд недостатков, при-
водящих к существенному расхождению получаемых результатов от фак-
тических. В значительной степени это вызывается неточностями в опреде-
147
лении граничных температур греющих и нагреваемых сред и тепловых по-
токов в теплотехническом и технологическом оборудовании вследствие
недостаточного учета определяющих факторов.
Дополнения к существующим руководствам должны обеспечивать
дифференциацию расходов топлива также и в зависимости от:
- типа установки и особенности ее технологической схемы;
- типа и загрузки применяемого технологического оборудования;
- качества и температуры сырья;
- вида и качества продукции;
- температуры технологических процессов;
- тепловых потерь в окружающую среду (протяженности коммуни-
каций, количества технологического оборудования, температуры теплоно-
сителей, наличия и качества тепловой изоляции и др.);
- интенсивности теплообмена в рабочих элементах теплообменного
оборудования (а, следовательно, гидродинамических условий, геометриче-
ских факторов, теплофизических параметров сред, соотношений их-темпе-
ратур, загрязненности рабочих поверхностей);
- числа ступеней нагрева;
- количества, температуры и особенностей ввода пресной воды в по-
ток нефтяной жидкости в технологическом процессе.
Для всех типов установок основными заданными, то есть независи-
мыми, параметрами являются;
- расход сырья, поступающего на обработку, его обводненность и
температура, а также температуры технологических процессов, обеспечи-
вающие соответствующие характеристики готовой продукции. Ввиду зна-
чительного количества определяющих факторов и большой трудоемкости
опытный метод определения норм расходов топлива может быть применен
только в единичных случаев. К тому же, данные, полученные этим мето-
дом, уступают расчетным в отношении дифференцированности. Преиму-
щества расчетно-аналитического метода являются бесспорными. Только
этот метод позволяет определять технически обоснованные агрегатные
(индивидуальные) нормативы, способствующие объективной оценке эф-
фективности использования ТЭР. На основе агрегатных расходов, вычис-
ленных по этому методу, могут быть вычислены нормативы по цеху, пред-
приятию, объединению.
Список литературы
I. Инструкция по нормированию топливно-энергетических ресурсов в
нефтяной промышленности. - Краснодар: КранодарНИПИнефть, 1985.
2. Гофман И.В. Нормирование потребления энергии и энергетические ба-
лансы промышленных предприятий.-М.: Энергия, 1966.
148
УДК 62-50:622.692.4
Р.А. Фазлетдинов
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
К РАСЧЕТУ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО
СОСТОЯНИЯ ПОДЗЕМНОГО ТРУБОПРОВОДА В КАРСТОВОЙ
ЗОНЕ
Эксплуатация магистральных трубопроводов в карстовых массивах
несет серьезную угрозу их безопасной эксплуатации. Однако при опреде-
лении напряженно-деформированного состояния (НДС) таких трубопрово-
дов необходимо учитывать не только геометрические размеры полости и
физико-механические свойства грунтов, слагающих опасный участок. Но и
изменение этих характеристик вследствие сезонности. Увеличение водона-
сыщенности грунта весной создает дополнительные предпосылки для раз-
вития карстовой полости и тем самым появления повышенных нагрузок и
опасных напряжений в трубопроводе. В связи с этим особую актуальность
носит изучение НДС трубопровода в карстовом массиве при сезонном из-
менении физико-механических свойств грунта.
Анализ НДС трубопровода при продольных перемещениях произво-
дился на примере участка газопровода ДП «Пермтрансгаз» диаметром
1420x15,7мм, расположенного в карстовой области. Физико-механические
свойства грунта с различным водонасыщением определены согласно ин-
женерно-геологическим изысканиям, проводившимся в данном районе.
В результате расчета НДС данного газопровода при продольных пе-
ремещениях было показано, что максимальные сжимающие продольные
напряжения в трубе при большой водонасыщенности грунта увеличивают-
ся на 10% по сравнению со случаем его малой насыщенности.
УДК 62-50:622.692.4
Х.А. Азметов, Н.Х. Гаскаров, К.М. Гумеров, Е.Г. Ронжина
Институт проблем транспорта энергоресурсов (Уфа)
РАЦИОНАЛЬНЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ РЕМОНТА
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
В условиях возросших требований к вопросам экологии и безопасно-
сти проведения ремонтных работ на магистральных нефтепроводах (МН)
является актуальной разработка рациональных методов определения тех-
нологических параметров ремонта.
149
Проверка прочности ремонтируемого участка нефтепровода заклю-
чается в сравнении расчетного сопротивления стенки трубы, учитывающе-
го старение металла и наличие дефектов, с фактическими напряжениями,
возникающими при ремонте и в послеремонтный период.
Применяемые в настоящее время методы расчета прочности ремон-
тируемых участков нефтепроводов обладают существенными недостатка-
ми:
- не рассмотрены технологические схемы капитального и выбороч-
ного ремонта, разработанные в последние годы;
- расчеты изгибающих моментов в стенке ремонтируемого участка
нефтепровода выполнены как у подрезной балки, опирающейся
по концам на жесткое (неразрушенное) основание. Такая расчет-
ная схема, особенно при ремонте нефтепровода с подкопом, дает
большую ошибку в результатах вычислений;
- для каждой технологической схемы применяются отличные друг
от друга сложные аналитические зависимости;
- задачи решены без учета влияния на прочностные характеристики
ремонтируемого участка МН старения металла и наличие дефек-
тов, возникших при строительстве и эксплуатации.
Учитывая большое разнообразие расчетных схем,^<х статическую
неопределенность, более удобно и перспективно вычислять изгибающие
моменты вдоль метода конечных элементов и метода постепенного при-
ближения.
Участок нефтепровода представляется в виде отдельных элементов с
приложенными к их центрам обобщенными дискретными нагрузками q,.
На основании рассмотрения условий локального равновесия выде-
ленных элементов предлагается общая зависимость для определения упру-
гой линии нефтепровода в виде
У, = -,у7 + т(Х-1 + Ум)- 7U-2 + Ум)
6£/ 3 6
или
У = ^1(' - О3 + - 2/ + - + Ям[' - (' - OF
6£/
которые применяются отдельно или совместно с использованием единого
алгоритма их вычисления,
где у/, уг+1, уи, у^ У1-2 -вертикальные смещения соответствующих
элементов;
Е - модуль упругости материала трубы;
/- момент инерции поперечного сечения трубы.
150
УДК 62-50:622.692.4
И.Э. Лукьянова
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
К ВОПРОСУ ОПТИМИЗАЦИИ КОНСТРУКТИВНЫХ
ПАРАМЕТРОВ ПОНТОНОВ ИЗ ВСПЕНЕННЫХ ПОЛИМЕРОВ
При использовании в стальных вертикальных резервуарах понтонов
из синтетических материалов возникают вопросы выбора наиболее прием-
лемых в данных условиях конструктивных решений, касающихся материа-
лов, толщины понтона, конструкции опоры, применения арматуры и пара-
метров армирования. Задача осложняется тем, что вспененные полимеры
часто являются анизотропными материалами
Для решения описываемой проблемы разработан комплекс программ
для ПЭВМ, в который включены программы определения жесткости в за-
висимости от вида сечения арматуры и принятой схемы армирования, вы-
числения прогибов, моментов и напряжений, возникающих при установке
понтона, на опорную конструкцию в форме многолучевой звезды, напря-
жений, возникающих на плаву от действия затвора. Учтена анизотропность
материалов. Предусмотрена возможность изменения опорной конструк-
ции: варьируется величина угла между лучами опоры, рассмотрены схемы:
1) свободное опирание как на лучах опоры, так и на дуговом краю;
2) свободное опирание на лучах опоры, дуговой край свободен.
Разработана программа для проведения расчетов плавучести, остойчи-
вости, непотопляемости понтонов. Проводился численный эксперимент,
увеличение массы понтона за счет: 1) увеличения толщины плавающего
покрытия, 2) дополнительного утяжеления понтона без увеличения его
толщины, что возникает, например, в результате армирования. Результаты
расчетов показывают, что с увеличением толщины и массы понтона плечо
статической остойчивости увеличивается. Увеличение массы понтона за
счет дополнительного его утяжеления мало влияет на плечо статической
остойчивости, но способствует значительному увеличению восстанавли-
вающего момента. Изменение положения аппликаты центра тяжести (при
дополнительном утяжелении понтона) оказывает слабое воздействие на
характеристики остойчивости плавающего покрытия.
Исследовано влияние на прочность и жесткость понтонов толщины,
модулей упругости, коэффициентов поперечных деформаций используе-
мых материалов. Показано, что значительное воздействие на характери-
стику жесткости, кроме толщины понтона, оказываю коэффициенты попе-
речных деформаций используемых материалов.
Для определения характеристик напряженно-деформированного со-
стояния понтона использована теория тонких упругих пластинок. Получе-
ны аналитические выражения для определения моментов в радиальном и
тангенциальном направлении, крутящих моментов, возникающих в тонких
151
монотропных пластинках в виде сектора при граничных условиях, соот-
ветствующих свободному опиранию, а также сектора, свободно опираю-
щегося на прямолинейных краях и свободного на дуговом краю.
В результате проведенных экспериментальных исследований напря-
женно-деформированного состояния пенополиуретановых понтонов и рас-
четов по предлагаемым методикам сделан вывод о возможности значи-
тельного сокращения затрат на создание понтонов за счет уменьшения их
толщины, кажущейся плотности и усиления армирования. Так, в случае
свободного дугового края себестоимость используемых пенополиуретано-
вых плавающих покрытий диаметром 28,5.м для РВС-10000 можно умень-
шить на 39%, что составляет 52464,72 руб. на один резервуар с понтоном.
При первом варианте граничных условий (свободное опирание на дуго-
вом краю) расчетами, выполненными для резервуаров различных вмести-
мостей, доказано, что возникающие в понтоне прогибы и напряжения в ра-
диальном и тангенциальном направлениях позволяют уменьшить расход
пенополиуретана без усиления армирования.
УДК 539.3
И.И. Будилов, В.С. Жернаков, В.Д. Хангильдин
Уфимский государственный авиационный технический университет,
Институт проблем транспорта энергетических ресурсов (Уфа)
РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ РАМНЫХ НЕСУЩИХ КОНСТРУКЦИЙ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Проектирование ответственных конструкционных элементов энерге-
тического оборудования требует, в первую очередь, выполнения обосно-
ванного прочностного расчета с учетом реальных условий эксплуатации и
нагрузок.
В работе была выполнена оценка объемного напряженно-
деформированного состояния (НДС) рамных несущих конструкций (РНК)
насоса НМ-1000. Расчет выполнялся с помощью метода конечных элемен-
тов (МКЭ) на основе лицензионного вычислительного комплекса
“ANSYS 5,5”, являющегося одним из наиболее универсальных и эффек-
тивных средств приближенного решения прочностных задач.
Наиболее достоверная картина НДС РНС насоса НМ-1000 была по-
лучена при совместном расчете контактирующих элементов с учетом ре-
ального распределения контактных напряжений, жесткости упругости ос-
нования и зазоров в конструкции.
Взаимодействие между узлами и агрегатами конструкции насоса
осуществлялось через разномодульные в отношении растяжения-сжатия
анизатропные контактные слои конечных элементов, обладающих специ-
152
альными реологическими свойствами. Установлены новые закономерности
изменения НДС в силовой рамной конструкции с учетом жесткости в узлах
опирания. Определены универсальные аналитические выражения для
оценки коэффициента концентрации в элементах рамной конструкции с
учетом ее геометрии.
Сравнение полученных результатов численного объемного анализа
НДС с данными экспериментальных исследований тензометрированием на
реальной конструкции насоса НМ-1000 свидетельствует об их хорошем
совпадении и позволяет оптимизировать конструкцию с учетом ее экс-
плуатационной прочности, жесткости и веса.
УДК 622.692.4
С.Е. Кутуков, Г.Х. Самигуллин
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ИДЕНТИФИКАЦИЯ РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ
ТРУБОПРОВОДОВ
Составной частью мониторинга трубопроводных систем является иден-
тификация или диагностирование технологического режима их эксплуата-
ции. Снижение эффективности эксплуатации трубопроводных коммуника-
ций обусловлено рядом причин как закономерного, так и случайного харак-
тера: выпадение (растворение) парафина и смол, образование застойных зон,
смена реологических и физических свойств перекачиваемой среды вследст-
вие изменения внешних условий, замещения продуктов перекачки или нару-
шение сплошности потока из-за деэ.мульгации компонентов, сепарации газа
или кристаллизации парафинов, деформации груб, сбои работы насосного
оборудования и т.д.
В координатном пространстве традиционно регистрируемых парамет-
ров (P,T,Q) все многообразие изменений режимов однозначно идентифици-
ровать невозможно. Поэтому предложено увеличить количество координат в
задаче распознавания образов за счет производных этих параметров по вре-
мени и продольной координате:
А с {U, ДЦ/Дх, ДЦ/ДБ Ди2/Дх2, AU2/At2, AU2/AxAt}, где U с (P,T,Q).
Для решения задачи идентификации режима эксплуатации трубопро-
вода наиболее перспективным является аппарат нейротехнологий, который
базируется на понятии "нейросети" - набора универсальных нелинейных
элементов (нейронов), предназначенных для получения нелинейной функции
нескольких переменных X, с возможностью настройки его параметров С7: У =
- у" (X;, Х2, Хз, •'•Хпо Ch С2, Cj, ... CJ.
153
Наиболее приемлемой к данному случаю архитектурой среди разрабо-
танных к настоящему времени является многослойная сеть с принципом
связи "один со всеми". Ключевым свойством нейросетей, выделяющих этот
подход из ряда других методов распознавания образов, является возмож-
ность "обучения" сети к конкретному объекту мониторинга по мере накоп-
ления опыта его эксплуатации настройкой параметров С„.
Кроме этого, при ретроспективном обзоре нейросеть сможет провести
причинно - следственный анализ для повышения точности и корректности
выдаваемого результата. В последнем случае кроме диагностики состояния
объекта контроля появляется возможность вероятностного прогнозирования
дальнейшего развития критических и нестандартных ситуаций, возникаю-
щих при эксплуатации трубопроводов. Актуальность же подобного контроля
как составной части экологического мониторинга, системы управления на-
дежностью стареющих трубопроводов и повышения эффективности их экс-
плуатации в современных экономических условиях очевидна.
УДК 622.692.23.075.4; 621.646.986
Р.З. Гаделыпин, А.В. Мочалов
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ВЛИЯНИЕ ГЕОМЕТРИЧЕСКОЙ ФОРМЫ СТЕНКИ
РЕЗЕРВУАРА НА ПАРАМЕТРЫ ПЛАВАЮЩЕГО ПОКРЫТИЯ
И ЕГО УПЛОТНЕНИЯ
Вертикальные цилиндрические резервуары являются тонкостенны-
ми оболочками, подверженными значительным деформациям, обуслов-
ленными действием эксплуатационных нагрузок (гидростатическое и вет-
ровое давление, перепад температур, неравномерная осадка) и особенно-
стями монтажа резервуара.
Отклонения стенки резервуара от правильной геометрической фор-
мы могут бч ть значительны, что приводит к изменению зазора между пла-
вающим покрытием (ПП) и стенкой. Основной характеристикой уплотне-
ния ПП является диапазон перекрываемого зазора и его номинальная ши-
рина. Если смещение ПП внутри резервуара ограничено направляющими,
то при определенных деформациях стенки зазор между ПП и стенкой ре-
зервуара может выйти за диапазон перекрываемых зазоров, что приведет к
повреждению уплотнения или снижению его герметичности.
154
Согласно ВСН 311-89 зазор между ПП и стенкой резервуара необ-
ходимо определять в процессе гидравлического испытания. Однако гид-
роиспытания 1111 с уплотнениями проводят не всегда, поэтому актуальной
становится задача определения зазора по форме стенки резервуара.
В докладе приведены результаты натурных экспериментов на ре-
зервуарах РВСП-5000 и РВСП-10000, а также полученные на основе их
обработки расчетные зависимости. Для определения зазора между ПП и
стенкой резервуара предлагается выражение
Ни=Щ-(5,0±5и)±ДН,;1
где Н,о , 8,j, 8io - геометрические характеристики отклонения стенки
резервуара от вертикали, мм;
ЛНЧ экспериментально определенная поправка к величине зазора.
Критерием работоспособности и герметичности уплотнения ПП,
эксплуатирующемся в резервуаре с отклонениями АН,, , Заявляется выра-
жение
KAH„4-AH,(K-l)-AHj+8-
кЛНн+ДН,(к + 1)-ДН.+За
где k, ш, Нн, АН,, АНВ - характеристики уплотнения.
Полученные зависимости позволят обоснованно назначить пара-
метры плавающего покрытия резервуара на стадии проектирования и
обеспечить надежность и эффективность уплотнения ПП в процессе экс-
плуатации.
УДК 622.692.23.075.4; 621.646.986
Е.В. Савичев, В.В. Репин, Ф.Ф. Абузова
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ВЫБОР ЗАВИСИМОСТЕЙ ДЛЯ РАСЧЕТА
ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ МАСЕЛ
При комплексной системе подогрева (КСП) вязких нефтепродуктов в
резервуарах используется промежуточный теплоноситель, разогреваемый
паром в теплообменниках и подаваемый в подогреватели резервуаров. Из-
за отсутствия активного коррозийного разрушения (как в случае с паровой
или водяной системой) наблюдается значительное увеличение срока служ-
бы трубопроводов КСП.
155
В качестве промежуточного низкозамерзающего теплоносителя можно
использовать масла, обладающие достаточно высокой температурой
вспышки, низкой температурой застывания и малой вязкостью, а также ан-
тифризы, которые можно применять в рабочем диапазоне температур
Выбор теплоносителя определяется в зависимости от доступности,
условий эксплуатации и стоимости (в настоящее время наилучшими пока-
зателями обладают масла).
При циркуляции этих теплоносителей в замкнутой системе без кон-
такта с кислородом воздуха они не теряют своих качеств в течение не-
скольких лет. При эксплуатации КПС на протяжении 9 лет (в г. Уфе) мас-
ло не менялось и добавлялось лишь для компенсации утечек через сальни-
ки и уплотнения.
При использовании масел со специальными добавками (антиокисли-
тельные - инол и фенилнафтиламин, противокоррозийные - сульфонаты
кальция, противопенные - полиметиленлоксаны и другие кремнийоргаии-
ческие соединения) срок их эксплуатации значительно возрастает [2].
При проведении теплогидравлических расчетов КСП необходимо
иметь зависимости теплофизических характеристик (плотность, теплоем-
кость, вязкость и коэффициент теплопроводности) этих масел от темпера-
туры. В работе использующиеся в настоящее время различными авторами
[2, 3} зависимости (20 видов) сопоставлены с имеющимися эксперимен-
тальными данными [2] для веретенного АУ, трансформаторного и индуст-
риальных масел марок: И-5А, И-оА, И-12А в пределах изменения темпера-
тур (ЗО...1ОО°С), характерных для КСП. Сопоставление иллюстрировано
графиками и рассчитаны средние погрешности для исследуемых масел. По
большинству зависимостей погрешности уменьшаются по сравнению с
имеющимися в литературе, по-видимому, это связано с ограничением ас-
сортимента масел и уменьшением интервала температур. Рекомендованы
четыре зависимости, обеспечивающие минимальную среднюю погреш-
ность (для плотности, вязкости, теплоемкости и коэффициента теплопро-
водности) при теплогидравлических расчетах КСП.
Список литературы
1. Абузова Ф.Ф., Несговоров А.М., Репин В.В. Об экологической
оптимизации систем подогрева вязких нефтепродуктов на
нефтебазах // Транспорт и хранение нефтепродуктов. - 1991 - №1 -
С. 9-11.
2. Чередниченко Г.И., Фройштетер Г.Б., Ступак П.М. Физико-
химические и теплофизические свойства смазочных материалов. -
Л.: Химия, 1986. - 224 с.
3. Абузова Ф.Ф., Репин В.В., Янборисова Г.Г. Характеристики мазутов
и газообразных топлив: Учеб, пособие. - Уфа: Изд-во УГНТУ 1997
-129 с.
156
УДК 62-50:622.692.4
А.И. Гольянов, А.Я. Титов, А.А. Гольянов
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа),
ОАО «Приволжскнефтепровод»
ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ВАРИАНТОВ ЗАГРУЗКИ
НЕФТЕПРОВОДОВ
Порой экономические, политические или конъюнктурные соображе-
ния приводят к необходимости изменения потоков нефтегрузов. При этом
на одном из направлений трубопроводы становятся недогруженными, в то
время как на другом направлении возникает задача увеличения пропуск-
ной способности.
Решение задачи рационального использования нефтепроводов в ус-
ловиях недогрузки связано с поиском рациональных режимов работы ус-
тановленного насосно-силового оборудования с учетом технического со-
стояния стареющей трубопроводной системы. Иногда решение этой задачи
сопряжено с поиском ответа на вопрос о целесообразности дальнейшего
использования части насосных станций и параллельных ниток с после-
дующей их консервацией или демонтированием.
При решении задачи увеличения пропускной способности можно
рассматривать два способа ее решения: удвоение числа насосных станций
и прокладка лупинга. Выбор того или иного способа должен быть обосно-
ван экономически с учетом состояния линейной части и характеристик на-
сосно-силового оборудования.
Необходимость учета характеристики насосно-силового оборудова-
ния диктуется следующим. При проектировании нового нефтепровода на-
сосы выбираются таким образом, чтобы при проектной производительно-
сти их режим работы соответствовал оптимальному с достаточно высоким
КПД. Повышение производительности при последовательном соединении
основных насосов приводит к сдвигу рабочей точки насоса вправо с воз-
можным выходом из рабочей зоны насоса. Как следствие, это вызывает
необходимость реконструкции насосных станций с заменой насосных аг-
регатов вплоть до изменения схемы соединения насосов на параллельную.
Анализ показывает, что увеличение производительности на 40...45%
при удвоении числа насосных станций будет сопровождаться увеличением
удельных расходов энергии на перекачку 1 т нефти Е,.д в два раза.
Прокладка параллельного трубопровода с реконструкцией насосных
станций со сменой насосов для сохранения рабочего давления на выходе
насосных станций позволяет практически в два раза увеличить пропуск-
ную способность без увеличения удельных затрат энергии Еул
Рассмотрен также случай недогрузки нефтепровода. Показано, что
при недостаточном остаточном ресурсе прочности линейной части вопрос
157
о консервации насосных станций или параллельных ниток должен решать-
ся с учетом возможности обеспечения достаточной гаммы экономичных
режимов, а также результатов сравнения давлений в случаях консервации
параллельной нитки и ее дальнейшего использования.
При снижении суммарной производительности системы (в примере -
два трубопровода с четырьмя насосными станциями на каждом из них) в
два раза представляется возможным вывести один нефтепровод из экс-
плуатации. Однако при этом рабочие давления на каждой Из насосных
станций остаются на высоком уровне, что становится серьезным препятст-
вием для принятия решений о консервации стареющей системы.
При сохранении второго нефтепровода в эксплуатации для обеспе-
чения этой же производительности достаточно иметь в работе по два насо-
са (один насос на каждой нечетной станции) на каждом нефтепроводе с
весьма низким уровнем давления. Следует учесть при этом, что удельные
затраты энергии при консервации второго нефтепровода возрастут в
1,4 раза.
УДК 62-50:622.692.4
Н.А. Гаррис
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
О ПРИЧИНАХ ВОЗНИКНОВЕНИЯ БУГРОВ ПУЧЕНИЯ
(ВДОЛЬ ТРАССЫ ТРУБОПРОВОДА)
Строительство и эксплуатация трубопроводов в районах
многолетнемерзлых фунтов является причиной грубого нарушения
сбалансированного теплообмена деятельного слоя. Бугры пучения можно
рассматривать как реакцию на вынужденное механическое и тепловое
воздействие в районах сложной геокриологической обстановки.
Исследования показали, что даже при отрицательных температурах
и мерзлом фунте может наблюдаться движение незамерзшей влаги,
которое приводит к локальным повышениям влажности и
льдонакоплению. Сегрегационное образования льда и ледяных шлиров
вызывает криогенное пучение грунтов. Вдоль трассы трубопроводов
ледяные образования чаще формируются в виде сегрегационных буфов
пучения и линз мерзлого фунта.
Пучению подвергаются газопроводы, транспортирующие газ при
отрицательных температурах в сезоннооттаиваюших грунтах. Нередко
оказывался в аварийном состоянии Транс-Аляскинский нефтепровод,
несмотря на многочисленные специальные мероприятия, блокирующие
158
воздействие вечной мерзлоты на линейную часть, вследствие
неравномерной осадки. Подвергались разрушению даже надземные
участки, проложенные на опорах особой конструкции.
Анализ подобных ситуаций позволяет предположить, что
мероприятия, направленные на блокирование, изоляцию трубопровода от
внешней среды, не дают должного эффекта. Это объясняется рядом
причин:
- "недозированное" тепло, уходящее в грунт, вызывает нарушение
миграционных процессов в грунте и выводит систему из равновесного
состояния;
- даже в надземном варианте тепловое взаимодействие не
исключается, т.к. дополнительное тепловыделение меняет баланс тепла на
поверхности почв, делая положительным годовой теплооборот и меняет
микроклимат, вызывая изменения с поверхности массива;
- в случае искусственного замораживания грунта неизбежно
возникает подтягивание влаги к фронту промерзания, вызывая увеличение
льдонакопления. что представляется собой, по сути дела, искусственно
наведенный бугор пучениягопоры трубопроводов практически "выпирают"
ш грунта.
На основании обобщения результатов исследований Чистотинова
Л.В., Фельдмана А.Ф. и др., установлено, что "оптимальная" скорость
промерзания V.,,,, (оптимальная в том смысле, что при ней создаются
наиболее благоприятные условия для миграции и "подтягивания" влаги в
зону промерзания, а миграционный поток максимален) составляет V,,m =
-=((), 17.. .0,28)-106 м.с. При скоростях промерзания, меньших VKp и
превышающих Vmix. миграция влаги к фронту промерзания вообще
прекращается.
Отсутствие миграции при меньших скоростях можно объяснить
потерей растущими кристаллами льда способности подтягивать
рыхлосвязанную влагу при скоростях Vnp, менее Упр.кр.
Сопоставляя максимальную скорость эпигенетического
промерзания грунта С*, равную 5.6-!0_,°м/с, и критическую VKp, равную
5.5...1 110''м/с. можно отметить, что они отличаются на порядок.
Следовательно, можно предположить, что в естественных условиях
образование мощных шлиров и пластовых залежей льда не связано с
сегрегационным льдонакоплением под действием кристаллизационно -
пленочного механизма Этим объясняется тот факт, что при отсутствии
наведенных температурных полей границы мерзлых пород
поддерживаются на уровне многолетней эволюции.
Практика эксплуатации трубопроводов в районах
пучинообразования и анализ данных исследований по этому вопросу
позволяет предположить, что именно в период сезонных подвижек фронта
промерзания, когда скорости его перемещения близки к Vom, возможно
159
чрезмерное подтягивание влаги к фронту промерзания, что в конечном
итоге формирует образование ледяных прослоев, линз и бугров пучения в
деятельном слое массива. Это замечание относится также к
сезоннооттаивающим грунтам, которые перемежаются с
многолетнемерзлыми фунтами.
Отсюда следует вывод,-что трубопроводы должны проектироваться
и эксплуатироваться в режимах, позволяющих управлять теплообменом
системы и регулировать скорости промерзания-протаивания с тем, чтобы
скорость продвижения границы промерзания dR/dt не превысила
критическую скорость промерзания. Правильно рассчитанный регламент
должен обеспечивать безопасные пределы изменения dR/dr.
В этом плане ограничение скорости перемещения границы
протаивания-промерзания можно рассматривать как способ борьбы с
буграми пучения в районах прохождения трассы трубопровода, а
сохранение ореола протаивания вокруг трубы как условие сохранности ее
линейной части.
Приводится теоретическое обоснование такого варианта
эксплуатации системы магистрального нефтепровода и результаты
эксперимента, доказывающего его возможность осуществления.
УДК 62-50:622.692.4
В.В. Репин, Е.В. Савичев
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
О ВЛИЯНИИ ПОГРЕШНОСТЕЙ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ МАСЕЛ
НА ТЕПЛОВЫЕ РАСЧЕТЫ
При определении теплофизических свойств .масел по различным за-
висимостям могут возникать погрешности, сказывающиеся на дальнейших
расчетах. В работе использующиеся в настоящее время различными авто-
рами [1,2] зависимости (20 видов) сопоставлены с имеющимися экспери-
ментальными данными [2], для веретенного АУ, трансформаторного и ин-
дустриальных масел марок: И-5А, И-8А, И-12А в пределах изменения тем-
ператур (30...Ю0°С), характерных для комплексных систем подогрева. В
результате сопоставления имеющихся зависимостей были выбраны,
имеющие минимальные погрешности. Было решено сопоставить влияние
погрешности в определении теплофизических свойств масел на теплогид-
равлические расчеты, в частности, на коэффициент теплоотдачи.
160
В настоящее время расчет коэффициента теплоотдачи производится
на основании эмпирических уравнений, полученных с использованием тео-
рии подобия. В общем случае конвективного теплообмена критериальное
уравнение имеет вид
Nu = f(Re, Gr, Pr(
где Nu, Re, Gr, Pr - критерии подобия соответственно: Нуссельта, Рей-
нольдса, Грасгофа и Прандтля.
Рассчитываются данные критерии подобия с использованием тепло-
физических свойств теплоносителя. Для сопоставления влияния теплофи-
зических свойств масел па коэффициент теплоотдачи была выбрана мето-
дика расчета по [1] при течении жидкости в гладких трубах круглого по-
перечного сечения. Расчеты проводились для ламинарного и турбулентно-
го режима течения.
При использовании рекомендуемых зависимостей для расчета теп-
лофизических свойств масел, для определения коэффициента теплоотдачи
погрешность составляет менее 1%, а при случайном выборе формул по-
грешность в определении а достигает 23%.
. Список литературы
1,Чередниченко Г.И., Фройштетер Г.Б., Ступак П.М. Физико-
химические и теплофизические свойства смазочных материалов. - Л.: Хи-
мия, 1986.-224 с.
2. Абузова Ф.Ф., Репин В.В., Янборисова Г.Г. Характеристики мазутов
и газообразных топлив: Учеб, пособие. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1997.-129 с.
3. Михеев А.М., Михеева И.М. Основы теплопередачи. - М.: Энергия,
1977.-334 с.
УДК 62-50:622.692.4
З.Ф. Автахов, Л.И. Быков, В.Ю. Шувалов
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
РАЦИОНАЛЬНОЕ РАЗМЕЩЕНИЕ ОПОР НАДЗЕМНЫХ
БАЛОЧНЫХ ПЕРЕХОДОВ ТРУБОПРОВОДОВ
При сооружении балочных переходов трубопроводов через естест-
венные и искусственные препятствия встает задача уменьшения их метал-
лоемкости. Эта задача становится решенной в случае получения равно-
прочного перехода, то есть отсутствия в нем элементов, обладающих из-
быточной прочностью, что, в свою очередь, достигается при равенстве ве-
личин расчетных изгибающих моментов в пролетах и на опорах.
161
Все вышеизложенное приводит к задаче выбора рационального ко-
личества опор и их размещения по длине перехода.
В качестве критерия оптимальности в данном случае выступает ми-
нимум величин расчетных изгибающих моментов в опорных и пролетных
сечениях трубопровода при условии их равенства между собой и вследст-
вие этого минимум напряжений и деформаций.
В процессе решения задачи оптимизации необходимо найти опти-
мальные значения всех проектных параметров: количества опор, длин про-
летов (консолей), величин смещения опор в вертикальной плоскости.
Целевая функция будет иметь вид
М=/(ЛД„12 ,5,,^,..,^),
где М - совокупность изгибающих моментов в опорных и пролетных се-
чениях трубопровода;
п - количество опор;
Z,, t,,..., - величины длин пролетов;
<5, .<5, - величины смещения опор в вертикальной плоскости.
Минимум целевой функции будем находить методом наискорейшего
спуска, согласно которому после определения в начальной точке направ-
ления, противоположного градиенту целевой функции, двигаются в этом
направлении до тех пор, пока целевая функция убывает, достигая таким
образом минимума в некоторой точке. В этой точке вновь определяют на-
правление спуска (с помощью градиента) и ищут новую точку минимума и
так далее.
Момент окончания поиска наступит тогда, когда движение из полу-
ченной точки с любым шагом ведет к возрастанию целевой функции.
Составлены алгоритм и программа решения данной задачи.Приведен
пример расчета надземного перехода.
УДК 62-50:622.692.4
Е.А. Смородов, О.В. Смородова, М.Ю. Шахов
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
НИЗКОЧАСТОТНЫЕ КОЛЕБАНИЯ ПОДШИПНИКОВЫХ УЗЛОВ
ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ
Как показывает практика виброобследований, спектры колебаний
одного и того же узла значительно отличаются, даже если период между
записями спектров составляет часы и даже минуты. Этот факт нельзя объ-
яснить проявлением дефекта или изменением режима работы ГПА, следо-
вательно, имеют место неучтенные при записи спектров колебания с
162
большим периодом. Можно предположить, что нестабильность спектров
во времени обусловлена нелинейным взаимодействием колебаний высоких
и низких частот, что приводит к модуляции ВЧ колебаний с возникновени-
ем ряда суммарных и разностных частот.
В докладе обсуждаются результаты измерений среднеквадратичного
значения ВЧ-сигнала виброскорости в полосе частот 10-1000 Гц с перио-
дичностью в 1 мин на протяжении 8,5 ч. Режим работы ГПА с газотурбин-
ным приводом типа ГТК-10 соответствовал номинальной мощности газо-
турбинной установки. Установлено, что среднеквадратичное значение ВЧ-
сигнала виброскорости изменяется во времени, несмотря на неизменность
режима работы ГПА (отклонение параметров от среднего не превышали
5%). Колебания уровня вибрации достигают 50% от среднего значения, что
и приводит к существенной временной вариабельности ВЧ-спектров ГПА.
Для выяснения физического механизма генерации низкочастотных
колебаний узлов ГПА проведены расчеты корреляционных характеристик
колебаний для различных подшипниковых узлов ГПА и установлено нали-
чие связи между ними. Следовательно, низкочастотные колебания мотут
возникать вследствие периодического перераспределения интенсивности
колебаний между подшипниковыми опорами роторов турбоагрегата. Дру-
гим возможным механизмом возбуждения колебаний может быть взаимное
влияние близко расположенных роторов ТНД и ТВД, вращающихся с раз-
ными (но близкими) скоростями. В этом случае на подшипниковые опоры
будет действовать периодическая сила с частотой, равной разности частот
вращения роторов ТВД и ТНД, что составляет ~ 1- 10 Гц. При наличии за-
зоров в подшипниках происходит возбуждение субгармоник с еще более
низкими частотами.
Низкочастотные периодические процессы могут проявляться не
только в механической вибрации узлов ГПА, но и в колебаниях температу-
ры и давления газового тракта. В частности, измерения температуры газа
за ТНД позволили установить отчетливо выраженную периодичность в 30-
40 мин.
На основании проведенных исследований сделан вывод, что неста-
бильность спектров можно объяснить влиянием низкочастотных колеба-
ний с частотами 10°-10'3 Гц, которые, непосредственно не проявляясь в
спектрограмме, вследствие нелинейности колебательных процессов при-
водят к возникновению комбинационных частот в исследуемом спектраль-
ном диапазоне, что и служит источником искажений спекзров. Один из
возможных физических механизмов генерации низкочастотных колебаний
состоит в перераспределении интенсивности вибрации между опорами ро-
торов при взаимодействиях вращающихся неуравновешенных масс.
163
УДК 62-50:622.692.4
Н.В. Абдуллин, С.К. Рафиков,
С.А. Александрова, В.М. Коробкова
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
СОСТАВ ДЛЯ ВЫБОРОЧНОГО РЕМОНТА
ИЗОЛЯЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
Для повышения надежности и безопасности работы трубопроводов
на объектах нефтехимии и нефтепереработки на кафедре сооружения тру-
бопроводов УГНТУ совместно с ИПНХП АН РБ был получен новый
состав с условным наименованием “КРИТ”. Назначение состава - восста-
новление защитных свойств полимерных (за исключением эпоксидных) и
битумно-полимерных изоляционных покрытий в местах повреждения и
старения изоляции нанесением на места повреждения путем напыления без
остановки перекачки.
Область применения - линейная часть подземных трубопроводов
всех назначений при температуре эксплуатации не выше +60°С, за исклю-
чением подводных переходов и переходов через болота, в случае невоз-
можности водопонижения.
Состав “КРИТ" представляет собой смесь высокоплавких нефтяных
продуктов с наполнителем, ингибитором коррозии и органическим
растворителем.
В ходе разработки состава “КРИТ” ставились задачи по увеличению
адгезии и соответствие основных свойств требованиям ГОСТ Р 51164-98.
После проведенных испытаний были получены результаты, приве-
денные в таблице.
Характеристики покрытия при контрольных испытаниях
Состав Толщина Покры- тия, мм Напряжение при контро- ле сплош- ности, кВ Переходное сопротив- ление, Омм2 Адгезия к стальной по- верхности, МПа Удар- ная проч- ность, Дж
Предла- гаемый 1 2 0,92 0,85 12 9 1,6 то8 2,7410s 0,28 0,28 0,9 0,9
Требо- вания ГОСТ Р51164- 98 4 не менее 5 кВ на 1мм толщины по- крытия не менее 5'106 не менее 0,2 не менее 4
164
Прочность при ударе меньше требований ГОСТ Р 51164-98. Для дос-
тижения требуемой прочности необходимо после нанесения состав сверху
покрыть слоем защитной обертки (например, типа ПЭКОМ, БИКАРУЛ
или крафт-бумагой).
Сравнительно небольшая вязкость состава ВУ2о°с=14О” дает право
рекомендовать наносить его на место повреждения методом напыления.
Количество слоев, время выдержки каждого слоя, температура нанесения
будут определены в ходе дальнейших испытаний.
УДК 622.696.4.058
С.Е. Кутуков, Б.Н. Мастобаев, Р.П. Бахтизин
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
МЕТОДИКА ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ
ТРУБОПРОВОДОВ ПО ИНФОРМАЦИ О ПАРАМЕТРАХ ТЕЧЕНИЯ
НЕФТИ
Необходимый уровень достоверности оценки технологического ре-
жима эксплуатации участка трубопровода не может быть достигнут при
решении обратной задачи по какому бы то ни было отдельно взятому па-
раметру. Для выбранного участка трубопроводной сети доступна лишь
ретроспектива значений расхода, перепада давлений и температур начала и
конца трубопровода. При столь ограниченном объеме информации оце-
нить распределение параметров по длине участка не представляется воз-
можным, однако провести косвенную оценку осредненных по длине "эф-
фективных" значений возможно. Общие положения методики диагности-
рования технологического состояния и оценки "эффективных" значений
сформулированы в [1] и подразумевают моделирование процесса для по-
лучения эталона сравнения (KGU - "заведомо верной величины").
Наиболее значимым параметром режима перекачки является наличие
слоя асфальто-парафино-смоло-отложений (АСПО) на стенках трубопро-
вода, а также режим движения перекачиваемого продукта. При значитель-
ном сужении проходного сечения труб возможно существенное изменение
режимов работы трубопровода и создание аварийной ситуации. Однако
прямые методы измерения проходного сечения трубопровода реализовать
достаточно проблематично, а расчет по косвенным параметрам дает боль-
шую погрешность, поэтому в работе предложено определять фактический
диаметр проходного сечения запарафиненного трубопровода по совокуп-
ности оценок как по осредненной по длине удельной теплоотдачи с погон-
ного метра трубы, так и по гидравлическому сопротивлению эксплуатаци-
онного участка.
165
Для моделирования изменения удельной теплоотдачи с погонного
метра трубы в зависимости от толщины слоя АСПО используем хорошо
зарекомендовавший себя подход Лейбензона [3] и эмпирические зависи-
мости Абрамзона [3] и Кутателадзе [2] (кривая 1). Но в отсутствии досто-
верных данных по режиму течения нефти по трубам возникает необходи-
мость использования двух моделей - ламинарного (кривая 2) и структури-
рованного течения нефти (кривая 3). Для прогнозирования толщины АС-
ПО на стенках трубопровода используем зарегистрированные значения пе-
репада давления на концах трубопровода по диспетчерским данным
(ДР с [4.0... 13.5], атм). По трубопроводу перекачивается нефть с содержа-
нием парафина более 20%. Оценка осредненного по длине диаметра про-
ходного сечения в предположении ламинарного движения нефти лежит
значительно левее D^/DBHc [0,19...0,27], что ставит под сомнение сущест-
вование устойчивого ламинарного движения на рассматриваемом участке
трубопровода.
Напротив, оценки по градиенту температур и по градиенту давлений
совпадают в предположении структурного режима движения нефти по
подводному участку коллектора Dt/DEHc [0,39.. .0,66].
Пересчет в двух координатных пространствах уточняет оценку ос-
редненного по длине трубопровода диаметра проходного сечения, которую
необходимо брать как область пересечения двух частных оценок:
166
D5/D,„c [0,557...0,659]. Кроме того, можно сделать мотивированное за-
ключение о структурном движении нефти, по крайней мере, на значитель-
ной части длины исследуемого трубопровода.
Список литературы
1. Кутуков С.Е. Оперативная диагностика осложнений при эксплуатации
участка МНП / Материалы Всероссийской науч.-техн. конф. «Новоселов-
ские чтения» - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1998. - С. 12-13.
2. Кутателадзе С.С. Теплопередача и гидродинамическое сопротивление:
Справочное пособие. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 365 с.
3. Тугунов П.И. Нестационарные режимы перекачки нефтей и нефтеппо-
дуктов. - М.: Недра, 1984.- 222 с.
УДК 622.696.4.058
А.Ю. Трофимов
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ВЛИЯНИЕ ОСЕВОЙ ТЕПЛОПРОВОДНОСТИ НА ПРОЦЕСС
ПЕРЕКАЧКИ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОЙ ЖИДКОСТИ
При транспорте подогретых жидкостей по трубопроводам (горячей
воды по тепловым сетям, подогретой нефти по «горячим» трубопроводам
и т.д.) актуальной остается проблема оценки величины тепловых потерь от
трубопроводов в окружающую среду [1]. Имеющиеся на сегодняшний
день решения не обеспечивают необходимую точность расчета, т.к не
учитывают осевой перенос теплоты, вызванный перемешиванием слоев
жидкости с разной температурой. Такое явление наблюдается в ходе не-
стационарного процесса, характерного для «горячей»перекачки нефти.
Анализ экспериментальных данных [2,3] показал, что этот процесс -
диффузионного типа и обусловлен двумя причинами: разницей скоростей
в различных точках сечения трубы и турбулентным перемешиванием в
пределах одного сечения. Показано, что введение в традиционное уравне-
ние, описывающее процессы теплообмена с окружающим грунтом в не-
изотермических трубопроводах, дополнительного диффузионного члена
позволяет увеличить точность проводимых расчетов.
В работе также рассмотрены автомодельные решения, полученные
как для стационарного, так и для нестационарного процесса теплообмена в
неизотермических трубопроводах с учетом осевой теплопроводности и
возможности использования этих решений для оценки тепловых потерь
неизотермического трубопровода. В работе предлагается для определения
необходимых теплофизических характеристик использовать данные неста-
ционарных исследований.
167
Преимущества проведения нестационарных исследований заключа-
ется в следующем: они, в отличие от стационарных, позволяют определять
локальные тепловые характеристики, используя небольшое количество
достаточно удаленных друг от друга точек. Кроме того, при эксплуатации
неизотермических трубопроводов теплообменные процессы существенно
нестационарны, поэтому проведение нестационарных исследований не
требует обязательного наличия данных активного эксперимента.
Список литературы
1. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Транспортирование вязких жидкостей и
нефтепродуктов по трубопроводам,- М.: Недра, 1973.- 154 с.
2. Тугунов П.И. Неустановившиеся режимы работы «горячих» магист-
ральных трубопроводов: НТО.-М.: ВНИИОЭНГ, 1971.- С. 15-20.
3. Александров В.К., Тугунов П.И., Тихонов В.В. О тепловых потерях
«горячего» трубопровода большого диаметра // Транспорт и хранение
нефти и нефтепродуктов.- М.: ВНИИОЭНГ, 1975. - №1. - С. 12-14.
УДК 622.696.4.058
Е.А. Смородов, С. В. Китаев
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ИЗУЧЕНИЕ ДИНАМИКИ ЗАВИСИМОСТЕЙ МЕЖДУ РАБОЧИМИ
ПАРАМЕТРАМИ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ
На основе записей диспетчерского журнала компрессорной станции
(КС) проведен анализ динамики и взаимных зависимостей важнейших па-
раметров работы ГПА типа ГГК-10-4 с нагнетателем 370-18-1.
Основа методики исследования состоит в предположении, что в пре-
даварийных ситуациях возможно возникновение (или нарушение) связей
между параметрами, не имеющих места при работе ГПА в нормальном ре-
жиме. Из 40 фиксируемых с двухчасовым интервалом параметров в каче-
стве наиболее информативных и достоверных были отобраны 12, в число
которых включены как температуры и давления рабочей среды в различ-
ных точках агрегата, так и параметры контроля (давление и температура
масла, подшипников) и параметры перекачиваемого газа.
Ретроспективный анализ данных показал, что непосредственно перед
аварийными остановками турбоагрегатов наблюдается ряд характерных
явлений, не проявляющихся в период нормальной работы ГПА. Так, во
всех случаях наблюдались значительные колебания температуры газа за
ТНД, увеличивающиеся со временем. В докладе приводятся значения ко-
эффициентов корреляции между некоторыми параметрами при нормаль-
168
ном и предаварийном режиме работы агрегата и предлагается их использо-
вание в качестве диагностических признаков для прогнозирования неис-
правностей турбоагрегатов.
На основании полученных результатов сделан вывод о целесообраз-
ности периодической оценки коэффициентов корреляции между парамет-
рами непосредственно на КС, что не представляет трудностей при наличии
данных диспетчерского журнала в электронном виде.
УДК 622.696.4.058
А.И. Антипов
Альметьевский нефтяной институт (Альметьевск)
УЧЕТ ЗАГРУЗКИ ОБЪЕКТОВ ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ
НЕФТИ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ УДЕЛЬНЫХ НОРМ РАСХОДОВ
ТОПЛИВА
Удельный нормативный расход топлива при частичных загрузках
может быть определен по формуле [1]
в = вн[1 + Ех(1-£)(—- ’—)] , (1)
Е F~
где в„ - удельный расход топлива при нормативных параметрах работы
оборудования;
Е и еп - степень (коэффициент) загрузки оборудования и ее степень за-
грузки, соответствующая максимальному коэффициенту полезного дейст-
вия;
N„ и Ех - номинальная производительность оборудования и относи-
тельный расход топлива на холостом ходу.
Загруженность различных узлов установок промысловой подготовки
нефти по энергетическим параметрам находится в тесной взаимосвязи с
изменением большого количества различных параметров работы. В этой
связи становится очевидной необходимость дифференцированного подхо-
да, влекущая за собой потребность в оценке загрузки отдельных узлов и
элементов технологической цепи. Коэффициенты загрузки последних мо-
гут быть найдены по приведенным ниже формулам.
1. Теплообменники первой ступени нагрева, отстойная аппаратура
первой ступени и примыкающие трубопроводы сырой, обезвоженной и
частично обессоленной нефти
169
Wi Л;
VI----- • 1 + —
I iooj V 100J
VH ,_2МГ1 + 2М ’
\ loo Д wo J
(2)
где V - объемный расход сырья, поступающего на установку;
V„ - то же, паспортная (номинальная) величина;
W1 - обводненность сырой нефти, поступающей на первую ступень на-
грева, % (об);
W|H- то же, номинальная величина, % (об);
Xi и Х1Н - доля промывочной воды, вводимой в нефть в начале обра-
ботки и ее номинальная величина, %.
2. Отстойная аппаратура i - ступени и примыкающие трубопроводы
обезвоженной, частично обессоленной нефти.
где Won., - остаточная обводненность нефти после i -й ступени отстоя;
Wocr,i„ - то же, номинальная величина;
X, - доля промывочной воды, вводимой в нефть перед ступенью
отстоя, %;
Х;„- то же, номинальная величина.
3. Теплообменники второй ступени нагрева и примыкающие трубо-
проводы обработанной (стабильной) нефти
( WtW е 'I
< iooj < iooj
v 1- ен
юо J iooj
где e и ек - доля отгона легких фракций (ШФЛУ) в колонне и ее
номинальная величина.
4. Стабилизационная колонна
(4)
170
( W.
1—L
I 100
( WiH
' 1-----
HV loo
e ]
1-----(1 + non)
100 J p
ioo)(1 + n°p-H)
(5)
где Пор и порН - кратность орошения колонны и ее номинальная величина.
Список литературы
1. Сальников А.Х., Шевченко Л.А. Нормирование потребления и эконо-
мия топливно- энергетических ресурсов. - М.: Энергоатомиздат, 19S6.
УДК 622.696.4.058
В.Г. Хангильдин, Л.Ф. Новикова
Институт проблем транспорта энергоресурсов (Уфа)
МОДЕЛИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ
НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ
НАСОСНО-ТРУБНОЙ СИСТЕМЫ МАГИСТРАЛЬНОЙ
НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ
В докладе рассмотрены вопросы математического моделирования и
расчета напряженно-деформированного состояния насосно-трубных сис-
тем с применением метода конечных элементов (МКЭ). Расчеты выполня-
лись на ПЭВМ с помощью специализированной программы (FSPP), кото-
рая позволяет проводить статический анализ надежности разветвленных
пространственных стержневых систем. Согласно представленной схеме
расчета путем моделирования конструктивных узлов рассчитываемой сис-
темы, таких как насосы, задвижки, обратные клапаны, прямолинейные и
криволинейные участки труб с техническими характеристиками, прибли-
жающим систему к реальному эксплуатационному состоянию, можно по-
лучить правильную прочностную оценку надежности насосно-трубной
системы магистральной НПС. ИПТЭР были выполнены расчеты напря-
женно-деформированного состояния трубных коллекторов магистральных
насосных станций “Нурлино”, “Степная”, “Кигач”.
171
УДК 622.696.4.058
И.Ф. Кантемиров
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ОБЪЕКТОВ ТРУБОПРОВОДНОГО
ТРАНСПОРТА В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ УСЛОВИЯХ
ТЕПЛОВИЗИОННЫМ МЕТОДОМ
Техническая диагностика (ТД) объектов трубопроводного транспор-
та является эффективным средством прогнозирования и предотвращения
аварийных ситуаций, а также экологической защиты.
В современных экологических условиях приоритетное значение
приобретают методы контроля, позволяющие проводить ТД линейной час-
ти магистральных трубопроводов (МТП), вертикальных стальных резер-
вуаров (РВС), механоэнергетического оборудования насосных и компрес-
сорных станций и других объектов без вывода их из эксплуатации.
ТД с использованием тепловизионного контроля основывается на ре-
гистрации аномалий в распределении температурного поля на наружной
поверхности объекта, к появлению которых приводят градиенты тепло-
проводности, возникающие при наличии дефектов в однородности и цело-
стности материалов или изменении их свойств.
Широкое применение тепловизионного метода для ТД различных
промышленных объектов началось с середины 70-х годов в результате соз-
дания достаточно компактной тепловизионной техники [1].
В 1974 г. в институте Sira (Англия) были начаты иследования по
определению полей механических напряжений с помощью метода ИК-
термографии - метод SPATE (Stress Pattern Analys by Thermal Emission)
[2]. В нашей стране проводились работы по применению метода ИК-
эмиссии металлов под напряжением для исследования концентрации на-
пряжений в металлоконструкциях грузоподъемных машин [3].
Напряженно-деформированное состояние (НДС) трубопроводов и
резервуаров определяет их фактическую работоспособность и остаточный
ресурс, поэтому актуальной задачей является разработка методики оценки
НДС металлических конструкций М ГЦ и РВС.
В докладе рассмотрены основные положения методики диагностиро-
вания наземных участков МТТГ и РВС тепловизионным методом с целью
выявления зон концентрации механических напряжений и определения ко-
эффициентов концентрации напряжений. В докладе приведены результаты
экспериментальных исследований НДС резервуаров РВС-5000 ОАО
«УНПЗ», РВС-20000 НПС «Нурлино» и воздушных переходов (двух ван-
товых и двух балочных) нефтепроводов Уса-Ухта и Ухта-Ярославль с по-
мощью тепловизора «Themovision 470».
\п
Коэффициенты концентрации напряжений ат определялись как
отношение изменения максимального уровня температур в “дефектной”
области к изменению значений температур в бездефектной области.
Список литературы
СКоллакот Р. Диагностика повреждений: Пер. с англ. - М.: Мир, 1989. -
512 с.
2. Экспериментальная механика (в 2-х кн.): Пер. с англ. / Под ред. А. Ка-
басян. - М.: Мир, 1990.
3. Пустовой В.М. Металлоконструкции грузоподъемных машин. Разруше-
ние и прогнозирование ресурса. - М.: Транспорт, 1992. - 256 с.
УДК 622.696.4.058
Р.М. Зарипов
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
КОМПЬЮТЕРНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ
напряженно-деформированного состояния
СТЕНКИ РЕЗЕРВУАРА С ЛОКАЛЬНЫМИ ГЕОМЕТРИЧЕСКИМИ
ДЕФЕКТАМИ
Доклад посвящен разработке методов и алгоритмов расчета напря-
жений и деформаций в стенке РВС, обусловленных локальными дефекта-
ми геометрии.
Стальной вертикальный резервуар (РВС) в расчете на прочность
представляется как композиция оболочечных элементов, соединенных ме-
жду собой в узлах сопряжения кольцевыми элементами. Оболочечными
элементами являются: пояса стенки РВС, днище, верхнее покрытие и
кольцевыми элементами - узлы сопряжения днища с нижним поясом,
верхнего пояса с покрытием и поясов стенки между собой. Для серединной
поверхности оболочечных элементов вводятся векторы обобщенных пере-
мещений U, вектор обобщенных деформаций £ и вектор обобщенных
усилий N. Локальные дефекты геометрии стенки РВС задаются как от-
клонения от правильной цилиндрической формы в отдельном поясе стенки
через начальные прогибы срединной поверхности оболочечного элемента.
Составляются в геометрически нелинейной постановке кинематические
соотношения и уравнения равновесия оболочечных элементов с учетом
начальных прогибов и деформации координатных осей. Физические соот-
ношения принимаются линейными.
173
Для срединной линии кольцевого элемента вводятся вектор обоб-
щенных перемещений Дк, вектор обобщенных деформаций ек и вектор
обобщенных усилий Qk. Связь между компонентами этих векторов зави-
сит от выбора вида кинематических соотношений и физической модели
отдельного стрежневого элемента. Уравнения равновесия стержневых эле-
ментов содержат неизвестные векторы обобщенных сил и компоненты
вектора составляющих внешней нагрузки и реакции примыкающих к это-
му стержневому элементу оболочечных элементов.
Условия непрерывности компонент векторов перемещений U и Дк
в узлах сопряжения оболочечных и кольцевых элементов позволяют выра-
зить компоненты вектора перемещения оболочечного элемента через ком-
поненты вектора перемещений кольцевого элемента. Реакции оболочечных
элементов в узлах сопряжения определяются через матрицу жесткости,
компоненты вектора краевых обобщенных усилий и компоненты вектора
перемещений этого элемента. Уравнения равновесия узлового элемента
сводятся к уравнениям, где неизвестными являются компоненты вектора
перемещений этого элемента. Далее эти компоненты вектора перемещений
используются в граничных условиях при решении задачи напряженно-
деформированного состояния оболочечного элемента.
В решении задачи в общем случае, когда нагрузка является неосе-
симметричной, составляющие нагрузки разлагается в тригонометрические
ряды Фурье по окружной координате и для каждой гармоники получаются
системы дифференциально-алгебраических уравнений. Решение этих
уравнений методом конечных элементов и нахождение общего решения
суперпозицией решений, полученных для отдельных гармоник, позволяют
найти напряженно-деформированное состояние конструкции РВС.
В решении задач методом конечных элементов для конструкций, со-
стоящих из оболочечных и узловых кольцевых элементов, вводят понятие
матрицы жесткости и вектора краевых обобщенных усилий на торцах это-
го элемента. Определение элементов матриц жесткости, компонент векто-
ра обобщенных усилий на торцах оболочечного элемента, а также напря-
женно-деформированного состояния этих элементов по найденным крае-
вым смещениям сводится к решению нормальной системы обыкновенных
дифференциальных уравнений. Эта система дифференциальных уравнений
решается методом ортогональной подгонки с промежуточным ортонорми-
рованием по Годунову. Программное математическое обеспечение выше-
описанной методики состоит из следующих разделов:
1) численное интегрирование системы дифференциальных уравне-
ний методом Рунге-Кутта;
2) ортонормирование и ортогонолизация векторов;
3) решение системы алгебраических уравнений методом Гаусса;
4) нахождение матриц жесткости и вектора обобщенных усилий на
торцах стержневого элемента;
174
5) решение нормальной системы неоднородных дифференциальных
уравнений;
6) алгоритмы учета нелинейности в последующих приближениях по
методу Канторовича- Крылова;
7) умножение и транспортирование матриц;
8) программа, которая автоматически составляет разрешающую сис-
тему линейных алгебраических уравнений для нахождения компонент век-
тора перемещений узловых элементов с учетом реакции каждого стержне-
вого элемента, ограничений, наложенных на компоненты перемещений уз-
лов и внешних силовых факторов, приложенных в этих узлах.
Разработан комплекс программ для компьютера, реализующий пред-
ложенный метод расчета. Программа написана на языке Борланд- Паскаль
7.0. Комплекс содержит также графический пакет, который позволяет дать
полный анализ напряженно-деформированного состояния днища покры-
тия, стенки РВС, узлов сопряжения и колец жесткости с учетом геометри-
ческих дефектов.
ОПТИМИЗАЦИЯ РАЗРАБОТКИ
И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ
ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
ПРОЦЕССОВ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА
176
УДК 66.012: 622.323
Ш.Ф Тахаутдинов, М А. Токарев, Р.Г. Исламов, Э Р. Ахмерова
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
СИСТЕМНЫЙ ПОДХОД АНАЛИЗА
АСФАЛЬТО-СМОЛИСТО-ПАРАФИНОВЫХ ОБРАЗОВАНИЙ
И ВЫБОРА ХИМИЧЕСКИХ КОМПОЗИЦИЙ ДЛЯ БОРЬБЫ С НИМИ
Отложения асфальто-смолисто-парафиновых образований (АСПО) на
поздней стадии разработки месторождений Татарстана и Башкортостана каче-
ственно изменились: преобладает микроэмульсионная структура АСПО, повы-
силось содержание окисленных высокоактивных компонентов (асфальтенов),
механических примесей и воды, что привело к увеличению адгезионных и коге-
зионных сил взаимодействия с металлами.
Для успешной борьбы с осложнениями, связанными с АСПО, необходимо
изучить механизм отложения в зависимости от многих взаимовлияющих гео-
лого-промысловых и физико-химических факторов.
С целью изучения связей АСПО с различными факторами и анализа ди-
намики содержания АСПО во времени была проведена классификация более
120 скважин Ромашкинского месторождения по 20-28 геолого-промысловым и
физико-химическим параметрам, характеризующим каждую скважину. Клас-
сификация с помощью метода главных компонент позволила выявить основные
факторы, влияющие на отложение АСПО на поздней стадии разработки, а так-
же выделить группы эксплуатационных скважин с вероятным максимальным
содержанием АСПО.
Рассчитаны статистические модели для прогнозирования АСПО в про-
дукции скважины на любой момент времени Результаты расчетов совпадают с
контрольными анализами проб АСПО.
Классификация скважин, статистические модели прогноза, оценка рас-
пределения групп скважин по месторождению позволят существенно сократить
необоснованные расходы при планировании методов борьбы с АСПО.
Одним из эффективных и наименее трудоемких способов борьбы с
АСПО на поздней стадии разработки оказались химические методы, в частно-
сти, применение ингибиторов типа СНПХ-7512, СНПХ-7523, СНПХ-7941 и им
подобных.
177
УДК 66.012: 622.323
М.Н. Персиянцев, М.М. Кабиров
ОАО "Оренбургнефть" (Оренбург),
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ
ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
ОАО "ОРЕНБУРГНЕФТЬ"
На месторождениях ОАО "Оренбургнефть" проводится ежегодно до 600-
650 мероприятий по воздействию на призабойную зону скважин. В зависимости
от конкретных геолого-физических условий объектов разработки нашли приме-
нение почти все известные методы воздействия на призабойную зону скважин:
физико-химические, механические, термохимические, импульсные, волновые и
др. Применялись различные варианты обработки пласта кислотами - соляно-
кислотные обработки, глинокислотные обработки (HC1+HF), обработки с ис-
пользованием бифторид-фторида аммония, алкилированной серной кислоты,
пенокислотные обработки и др.
Значительная доля фонда скважин (как добывающих, так и нагнетатель-
ных) характеризуется низкой производительностью. Это обусловлено тем, что
нефтяные залежи Оренбуржья приурочены к низкопроницаемым коллекторам,
продуктивные пласты имеют низкие фильтрационно-емкостные характеристи-
ки.
Более половины продуктивных пластов представлены карбонатными по-
родами, которые состоят в основном из известняков и ангидритов. Карбонаты
часто сульфатизированы, попадаются тонкие прослои и прожилки кальцита. По
химическому составу известняки состоят из карбоната кальция на 70-99 %,
имеются примеси других пород (карбонат магния и др.). Показатели, характе-
ризующие результативности методов повышения производительности скважин
в ОАО "Оренбургнефть", приведены в таблице.
Результаты воздействия на призабойную зону добывающих
скважин ОАО "Оренбургнефть"
Виды воздействия Добывающие скважины
коли- чество успеш- ность дополнительно добыто нефти
всего, тыс. т на одну обр., т
1 2 3 4 5
1. Солянокислотные об- работки 2611 50 937,6 359
178
Продолжение
1 2 3 4 5
2. Применение ПАВ в процессах ремонта и обработки скважин 1361 52 408,1 319
3. Термохимические об- работки скважин 331 60 142,4 430
4. Термогазохимическое воздействие 178 53 56,3 316
5. Глинокислотные об- работки 114 51 66,3 581
6. Пенокислотные обра- ботки 41 71 9,8 239
7. Приобщение, перевод и дострел пластов 772 53 839,4 1087
8. Нефтекислотные об- работки 58 50 9,8 168
9. Промывка горячей нефтью 3231 43 575,0 178
10. Методы создания многократных депрес- сий (УОС-1) 7 14 0,8 114
11. Гидроразрыв пласта 80 75 101,2 1265
i 12. Ограничение водо- | притоков 230 37 84,3 366
УДК 66.012: 622.323
А.Ш. Газизов (ВНИИнефтехим, Казань), Ш.А. Гафаров (УГНТУ, Уфа),
В.Г. Султанов (ТОО «ПОМО», Уфа)
РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕННЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ИНТЕНСИФИКАЦИЙ
ДОБЫЧИ НЕФТИ И УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
НА САМОТЛОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
За последние годы в ОАО «Нижневартоскнефтегаз» применялось порядка
14 технологий повышения нефтеодачи пластов.
Основными объектами разработки Самотлорского месторождения явля-
ются пласты АВ3) и АВ 2-з • Особенности геологического строения нефтяных
пластов Самотлорского месторождения таковы, что стали определяющей осно-
вой разработки указанных объектов и возникающих при этом осложнений.
179
Пласт АВ\ - неоднородное монолитное тело, сложено из пород дкух ти-
пов: монолиты слабоглинистых песчаников и тонкого чередования алеврито-
глинистых пород. Средняя проницаемость тонкочередующихся глиносодержа-
щих пород составляет всего 0,019 мкм2, по монолитным песчаным разрезам
проницаемость во много раз выше (в среднем 0,244) мкм2. Пласт АВ2-3 отлича-
ется высокой степенью литологической неоднородности, обусловленных час-
тым чередованием песчаноалевритовых и глинистых слоев. Мощные слои пес-
чаников залегают как в виде широких полос размером до 4x12 км, так и в виде
небольших линз размером 0,5 х 0,5 км.
Исходя из геолого-физической характеристики Самотлорского месторож-
дения, необходимо воздействие на нефть, оставшуюся в пласте: в макромас-
штабе - за счет повышения охвата вытеснением нефти в пласте; в микромас-
штабе - за счет вытеснения рассеянной остаточной нефти.
В работе представлены результаты технологической эффективности от
закачки композиций на основе ПДС, в 15 нагнетательных скважинах опытного
участка в ОДАО «Самотлорнефть» и в 10 скважинах опытного участка в ОДАО
«Приобьнефть» Самотлорского нефтяного месторождения. Результаты расчета
показали, что за счет внедрения вышеперечисленных технологий в течение 5
месяцев 1998 г. после закачки дополнительно добыто 18 тыс. т нефти по объек-
ту АВ3] (ОДАО «Самотлорнефть») и 18,5 тыс. т - по объекту АВ2.з (ОДАО
«Приобьнефть»).
Таким образом, опытно-промышленые работы, проведенные на Само-
тлорском месторождении, подтвердили эффективность технологий на основе
полимердисперсных систем с целью извлечения дополнительной нефти из не-
однородных пластов, объекты которых попадают под определение трудноиз-
влекаемых запасов нефти.
Научно-исследовательские работы по модификации технологии на основе
ПДС и расширение географии их применения продолжаются.
УДК 66.012: 622.323
Ш.А. Гафаров, Г.А. Шамаев
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ИЗУЧЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ НЕНЬТОНОВСКОЙ
НЕФТИ ПРИ ТЕЧЕНИИ В КАРБОНАТНЫХ ПОРИСТЫХ СРЕДАХ
В работе исследованы особенности фильтрации аномально-вязкой нефти
в карбонатных образах породы с различной поровой структурой и дана оценка
влияния проницаемости породы на фильтрацию нефти.
В исследованиях использовались аномально-вязкие нефти и образцы по-
род продуктивных отложений Игровского месторождения Башкирии. Влияние
180
проницаемости на фильтрационные свойства нефти изучалось на естественных
карбонатных кернах с поровой и трещинной структурами.
Экспериментальные исследования проводились на установке УИССН-2
конструкции Уфимского нефтяного института.
Исследование реологических свойств рассмотренных нефтей показало,
что в пластовых термодинамических условиях нефти обладают неньютонов-
скими свойствами. Фильтрация происходит с отклонением от линейного закона
Дарси. Фильтрационные параметры аномально-вязкой нефти в карбонатных
образцах проницаемостью менее 150 мкм' при прочих равных условиях ухуд-
шаются в большей степени, чем в терригенных. Вероятно, с уменьшением диа-
метра порового канала происходит увеличение взаимовлияния между твердой
подложкой гранично-связанной и объемной нефтью, приводящие в карбонатах
к упрочнению пространственной структуры объемной нефти, а следовательно,
и к ухудшению фильтрационных свойств аномально-вязкой нефти.
На основе исследований выведена эмпирическая формула для определе-
ния градиента динамического давления сдвига при фильтрации аномально-
вязкой нефти Игровского месторождения в карбонатных образцах пород с по-
ровой структурой.
Изучение фильтрации аномально-вязкой нефти в моделях трещин с про-
ницаемостью 0,068 и 0,036 мкм" показало, что фильтрация также сопровожда-
ется отклонением от линейного закона Дарси.
Замечено, что при одинаковых значениях абсолютных проницаемостей
степень проявления неньютоновских свойств нефти в модели трещин на поря-
док меньше, чем для карбонатных пород с поровой структурой пор. С увеличе-
нием раскрытое™ трещин проявления неньютоновских свойств при фильтра-
ции нефти уменьшается.
УДК 66.012: 622.323
М.А. Токарев, В.Б. Смирнов, А.Н. Червякова, Р.Г. Исламов
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ВЫБОР ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ОБРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО
ПЛАСТА С УЧЕТОМ СТРУКТУРНО-ТЕКСТУРНЫХ СВОЙСТВ
И МИНЕРАЛОГИЧЕСКОГО СОСТАВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
Планирование любого метода воздействия на пласт предусматривает лабо-
раторное испытание технологии на естественных образцах пород-коллекторов.
С целью совершенствования контроля за химической обработкой образцов по-
род и определения области применения технологии предлагается изучать
структурно-текстурные свойства и минералогический состав пород по прозрач-
ным шлифам, характеризующие коллекторские и физико-химические парамет-
181
ры коллекторов. По нескольким тысячам шлифов были изучены терригенные
породы месторождений терригенной толщи нижнего карбона северо-запада
Башкирии и проведена классификация пород-коллекторов по структурно-
текстурным признакам и минералогическому составу.
Лабораторные эксперименты проводились для определения наиболее эф-
фективных композиций химреагентов для воздействия на терригенные породы
с учетом их структурно-текстурных типов. Так, для первого структурно-
текстурного типа наиболее эффективными оказались композиции на основе со-
ляной и плавиковой кислот. Для второго и четвертого типов пород, характери-
зуемых повышенным содержанием глинистых минералов, эффективны спирто-
кислотные обработки, композиции на основе ацетона, т.е. стабилизаторы глин.
Учет структурно-текстурных свойств и минералогического состава пород
позволяет обоснованнее выбирать объекты воздействия на стадии лабораторно-
го испытания.
УДК 66.012: 622.323
Л.Е. Ленченкова
Уфимский государственный нефтяной технический университет ( Уфа)
НОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОЦЕСС РАЗРАБОТКИ
КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ - ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ
ЭКСПЕРИМЕНТА
Рассматривается новый способ повышения нефтеотдачи слабопроницае-
мых карбонатных коллекторов с применением поверхностно-активных веществ
(НПАВ с АПАВ). Установлено, что наибольшее разрушающее действие на не-
онол АФд. 12 оказывают минеральные кислоты. В реальных пластовых условиях
на поверхности породы находятся координационно-ненасыщенные ионы Fc3',
Al’\ Mg2+, Са"' и вода, связанная с этими ионами, приобретает кислые свойст-
ва. Степень химической деструкции под действием компонентов породы со-
ставляет 27-30%.
Под влиянием пластовой воды при деструкции неонола АФ^12 образуют-
ся алкилфенол и полиэтиленгликоль. Установлено, что все выделенные продук-
ты химической деструкции имеют низкую молекулярную массу и представляют
собой неонолы с меньшим числом оксиэтиленовой группы. Экспериментально
доказано, что в результате химического разрушения неонола АФ9.12 происхо-
дит снижение поверхностной активности его водного раствора. Учитывая неус-
тойчивость НПАВ в пластовых условиях, проведен поиск путей защиты НПАВ
от химической деструкции для условий каширо-подольских отложений Арлан-
ского месторождения с целью создания стабильной композиции реагентов.
Подбор стабилизаторов и разработка методов защиты НПАВ от деструкции ос-
182
нованы на ингибировании каталитической активности компонентов пластовой
среды введением в состав нефтевытесняющих композиций электроннодонор-
ных и электронноакцепторных добавок. В ходе эксперимента получено, что
наибольшее стабилизирующее действие в отношении неонола АФ9.12 в рас-
сматриваемых условиях оказывают формальдегид и лигносульфонаты.
В опытах по фильтрации и нефтевытеснению наибольшую эффектив-
ность проявила композиция неонол АФ9.12+ЛГС+ПРС, обеспечивающая вы-
теснение из породы в условиях лабораторного опыта 80-90 % остаточной неф-
ти. Важнейшим фактором, определяющим механизм вытеснения нефти из по-
ристой среды водными растворами ПАВ, а также технологическую и экономи-
ческую целесообразность применения данного способа извлечения остаточной
нефти, является адсорбция ПАВ на поверхности пород. Значение удельной ад-
сорбции неонола АФ9.12 на поверхности исследуемой карбонатной породы без
добавок ингибиторов химической деструкции в статических условиях состави-
ло 6,7 мг/г.
Добавление к неонолу АФ9.12 ЛГС снижает адсорбцию до 5,6 мг/г, а ПРС
до 3,5 мг/г. В динамических условиях адсорбция неонола АФ9.12 в композиции
с JETC и ПРС уменьшается еще более заметнее и составляет 2,2 мг/г.
Технология применения композиции на основе АФ9.12 апробирована на
каширо-подольских отложениях Вятской площади Арланского месторождения.
В ходе промыслового эксперимента по значительной части скважин обнаруже-
но снижение обводненности добываемой жидкости в среднем на 5-8% и увели-
чение дебитов по нефти на 10-15%.
Удельная технологическая эффективность составила 30-35 т/т. Анализ
проведенных геофизических и гидродинамических исследований на опытном
объекте до и после закачки композиции неонола АФ9.12+ЛГС-ПРС показал
увеличение охвата пласта воздействием по толщине, улучшение фильтрацион-
ных характеристик пласта.
Предлагаемый новый способ доизвлечения остаточной нефти является
перспективным при разработке карбонатных коллекторов.
183
УДК 66.012:622.323
А.Ш. Газизов, Л.А. Галактионова, М.А. Токарев
ОАО «НИИнефтепромхим» (Казань),
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ТЕХНОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
КОМПЛЕКСНОГО ДЕЙСТВИЯ
НА НЕФТЕВОДОНАСЫЩЕННЫЙ КОЛЛЕКТОР
Анализ показателей разработки нефтяных месторождений Урало-
Поволжья и Западной Сибири показывает, что для них характерно неравномер-
ное движение закачиваемых в пласт нефтевытесняющих агентов при низком
коэффициенте охвата пластов воздействием. Наличие выскопроницаемых зон в
сочетании с низкопроницаемыми пропластками обусловливает необходимость
применения средств для повышения охвата пласта заводнением, а наличие ка-
пиллярно-удержанной и пленочной нефти в промытых зонах пласта - техноло-
гических жидкостей с нефтевытеснющими свойствами. Как правило, известные
физико-химические методы основываются или на повышении коэффициента
вытеснения закачиванием ПАВ, кислот, щелочей или на увеличении охвата
пласта воздействием с применением водоизолирующих средств. Этим объясня-
ется частичное решение проблемы повышения нефтеотдачи в сложных услови-
ях разработки залежей.
В развитие классификации Л.М. Сургучева на основании полученных ре-
зультатов исследований предложена классификация физико-химических МУН
(рис. 1), среди которых в настоящее время наиболее перспективными являются
методы комплексного воздействия на пласт, обеспечивающие одновременное
увеличение как коэффициента охвата, так и коэффициента вытеснения нефти.
Физико-химические методы повышения нефтеотдачи, основанные
______1 ' I i
э за увеличении ко- 1 ффициента вытес- j нения нефти j на увеличении ох- вата пласта воздей- ствием на комплексном воздействии
Повышение вязкости нефтевытес- няющего агента Увеличение фильтраци- онного со- противления обводненных зон Повышение нефтеотдачи одной компо зицией реа- гентов Совмещение двух техно- логий с раз- личным ви- дом воздей- ствия
Рис. I. Классификация физико-химических МУН по принципу
их воздействия на пласт
184
Целью нашего исследования является создание нового направления раз-
работки технологий комплексного действия на нефтеводонасыщенный коллек-
тор. Решение этой проблемы возможно за счет совмещения технологий с раз-
личным видом воздействия типа ПДС-ПАВ, ПДС-СТА, а также за счет закачи-
вания в пласт технологических растворов с нефтевытесняющими и водоизоли-
рующими свойствами.
Увеличение коэффициента охвата пласта и коэффициента вытеснения
нефти достигается при использовании технологии ПНП с применением гелео-
образующей композиции на основе алюмохлорида и щелочных реагентов. Фи-
зическим моделированием процесса вытеснения нефти из модели неоднородно-
го пласта установлено, что внутрипластовое образование гелеобразного осадка
при закачивании алюмохлорида и щелочных реагентов приводит к повышению
фильтрационного сопротивления обводненного высокопроницаемого пропла-
стка и увеличению коэффициента вытеснения нефти на 1-7 %. При этом уста-
новлено, что эффективность воздействия возрастает с увеличением количества
циклов, концентрации и объемов реагентов (рис. 2).
По результатам опытно-промышленных работ на месторождениях АООТ
Количество циклов
Рис. 2. Кривые изменения:
1 - остаточного фактора сопротивления высокопроницаемого материала;
2 - прироста нефтеотдачи по сравнению с базовым заводнением
«Ноябрьскнефтегаз», АОЗТ «Черногорнефть», НК «ЛУКойлнефтегаз» и АО
«Татнефть»установлено, что эффект воздействия гелеобразующей композицией
проявляется через 1-2 месяца после закачивания технологических жидкостей и
продолжается до 36 месяцев. При этом количество дополнительной нефти на 39
участках составило 1777238 т, в среднем на одну обработку - 4545 т.
Таким образом, высокая эффективность применения гелеобразующей
композиции на основе алюмохлорида и щелочных реагентов по разработанной
технологии указывает на перспективность ее дальнейшего внедрения для по-
вышения нефтеотдачи продуктивных пластов месторождений Урало-Поволжья
и Западной Сибири (с температурой 150 °C).
185
УДК 66.012:622.323
Н.Г. Ибрагимов, В.Г. Фадеев, З.А. Хабибуллин, В.И. Васильев
НГДУ «Альметьевнефть» ( Альметьевск),
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ВЫСОКОЭФФЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ БОРЬБЫ
С ОРГАНИЧЕСКИМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ
Важной проблемой добычи нефти на многих залежах является интенсив-
ное выпадение органических веществ на поверхности внутрискважинного обо-
рудования и в призабойной зоне. Борьба с такими отложениями повышает за-
траты и обусловливает потери текущей добычи нефти.
Показано, что эффективность использования химических реагентов для
борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) определяется не
только составом и объемом самих реагентов, но и составом и профилем отло-
жений на поверхности внутрискважинного оборудования и в призабойной зоне.
Установлено, что в зависимости от состава органических отложений из-
меняется и профиль АСПО. Если в составе отложений преобладают высокомо-
лекулярные парафины, то толщина АСПО увеличивается к устью скважины; в
случае преимущественного содержания асфальтенов - в близлежащем интерва-
ле к устью скважины АСПО отсутствуют, основной объем отложений форми-
руется в среднем интервале. В промежуточном диапазоне содержания асфаль-
тенов и парафинов АСПО распределяются на поверхности насосно-
компрессорных почти равномерно.
С учетом особенностей состава и распределения органических отложений
в скважинах разработаны и испытаны на промыслах высокоэффективные тех-
нологии их удаления с использованием химических реагентов в сочетании с те-
пл’ом. Показано, что в зависимости от состава отложений следует использовать
композиции реагентов с различным соотношением парафиновых углеводородов
и растворителей-диспергаторов асфальтенов. Теплоносители рекомендуется за-
качивать при повышении содержания высокомолекулярных парафинов в соста-
ве отложений определенной величины. При высоком содержании парафинов
необходимо подогревать лишь верхнюю часть отложений на поверхности ко-
лонны труб, а при более низком - и средний интервал АСПО путем снижения
динамического уровня жидкости в скважине. В случае отложений органических
веществ в призабойной зоне скважин рекомендованы технологии с закачкой
химических реагентов в определенные интервалы перфорации с тем, чтобы
обеспечить удаление АСПО путем продолжительного выноса их потоком жид-
кости из пласта. Испытания показали, что при внедрении предлагаемых техно-
логий межочистной период на скважинах при добыче девонских нефтей увели-
чивается от 40 до 75 %.
186
УДК 66.012: 622.323
М.К. Рогачев, Ю.В. Зейгман, М.М. Мухаметшин, А.М. Сыркин
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
НОВЫЕ АНТИКОРРОЗИОННЫЕ ЖИДКОСТИ ДЛЯ МЕЖТРУБНОГО
ПРОСТРАНСТВА СКВАЖИН
Одним из эффективных способов повышения эксплуатационной надеж-
ности и экологической безопасности нефтяных и нагнетательных скважин яв-
ляется заполнение их межтрубного пространства специальными антикоррози-
онными жидкостями. Помимо высокого защитного действия к качеству этих
жидкостей предъявляются дополнительные требования, среди которых особо
важное значение имеет свойство сохранять коллекторские характеристики гор-
ной породы в случае их проникновения в призабойную зону скважин.
Разработаны и рекомендуются к применению в качестве антикоррозион-
ных жидкостей для межтрубного пространства нефтяных и нагнетательных
скважин новые составы: КЖ-1 (на основе высокоатомных спиртов), КЖ-2
(представляет собой водонефтяную эмульсию, стабилизированную специально
разработанным эмульгатором ЭН-Г), МК-1 (на основе отходов вторичной пере-
работки нефти).
Результаты лабораторных исследований предлагаемых химических со-
ставов показали их высокие антикоррозионные свойства, они обладают нейтра-
лизующей способностью по отношению к сероводороду, проникновение этих
жидкостей в пористую среду не вызывает снижения ее проницаемости для пла-
стовых флюидов.
Разработаны технологии применения новых рецептур антикоррозионных
жидкостей для межтрубного пространства скважин:
- технология с использованием состава КЖ-1 для нагнетательных сква-
жин;
- технология с использованием состава КЖ-2 для добывающих скважин;
- технология с использованием состава МК-1 для нагнетательных сква-
жин.
187
УДК 66.012:622.323
А.Ш. Газизов, Л.А. Галактионова, Р.С. Смирнов, З.А. Хабибуллин
ОАО «НИИнефтепромхим» (Казань), НГДУ «Заинскнефть» (Заинек),
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ
ПОЛИМЕРДИСПЕРСНЫМИ СИСТЕМ АМИ
На поздней стадии эксплуатации нефтяных месторождений независимо
от типа коллектора основными объектами эксплуатации, как правило, являются
пласты с трудноизвлекаемыми запасами нефти. При заводнении нефтяных ме-
сторождений основная масса нфетевытесняющего агента (воды) движется по
высокопроницаемым пропласткам и трещинами, не оказывая существенного
влияния на выработку менее проницаемых пропластков. На поздней стадии
эксплуатации нефтяных месторождений образование обширных промытых зон
не позволяет реализовывать энергию закачиваемой воды или другого нефтевы-
тесняющего агента для вытеснения остаточной нефти, что предопределяет низ-
кую эффективность известных гидродинамических и физико-химических мето-
дов повышения нефтеотдачи пластов. При прогрессирующем обводнении для
повышения охвата продуктивного пласта воздействием необходимым является
ограничение фильтрации нефтевытесняющего агента по промытым зонам кол-
лектора и поступления его в скважины. Эта концепция положена в основу при
создании нового направления в разработке технологий повышения нефтеотдачи
пластов.
С учетом неньютоновского характера движения нефти с начальным гра-
диентом сдвига г при вытеснении нефти из продуктивного пласта по обобщен-
ному закону Дарси и линейного характера вытеснения нефти получено выра-
жения для удельного расхода нефти q„ (м3/см2) при общем удельном расходе q
(м3/см“):
к„/ц„ ( К„ А
н К /р. +К /р.,Г р, )
Из формулы следует, что при стационарном режиме фильтрации приток
нефти из нефтеводонасыщенного пласта с уменьшением подвижности воды
Кв/рв будет возрастать, т.е. повышение фильтрационного сопротивления обвод-
ненной части этого пласта приведет к увеличению отбора нефти.
Эта модель воздействия на нефтеводонасыщенный пласт, основанная на
повышении фильтрационного сопротивления обводненных пропластков, при-
нята при разработке технологий применения технологий ПНП с применением
химреагентов. В научно-техническом понимании решение проблемы повыше-
ния охвата продуктивных пластов сводится к разработке методов и средств, по-
188
зволяющих ограничить воду в промытых его зонах. С этой целью предложены
полимердиспрсные системы (ПДС) на основе водорастворимых полимеров
(ПАА) и дисперсных частиц горных пород, при взаимодействии которых в по-
ристой среде и трещинах с водой образуются полимер-минеральные комплек-
сы, обеспечивающие повышение фильтрационного сопротивления обводнен-
ных зон и рост охвата его заводнением (рисунок).
Проницаемость, мкм2
Внедрение технологии ПНП с
применением ПДС проведено на
978 опытных участках месторожде-
ний Татарстана и Западной Сибири.
Дополнительная добыча нефти со-
ставила более 3,0 млн. т, в среднем
на один обработанный участок
3,132 тыс. т при длительности эф-
фекта до б лет (таблица).
Кривые изменения:
1 - для ПДС; 2 - для полимерного рас
твора
Технологические показатели применения ПДС в период
1984- 1997 гг.
Наименование по- Едини- ца из- мере- ний Месторождения Всего
казателей Татар- стана Башкор- тостана Запад- ной Си- бири
1. Количество объ- ектов участок 504 21 453 978
2. Дополнительная добыча нефти: -всего j - на один участок тыс.т 1169,713 2,321 30,6 1,457 1862,463 4,1111 3062,776 3,132
Модификация ПДС стабилизирующими добавками, алюмохлоридом,
ПАВ, приводит к повышению эффективности воздействия, что позволяет при-
менять их в более сложных условиях разработки залежей.
Таким образом, созданное направление по разработке технологий ПНП,
основанных на увеличении фильтрационного сопротивления обводненных зон
нефтеводонасыщенного коллектора, позволяет повысить конечную нефтеоот-
дачу пластов месторождений на поздней стадии их эксплуатации.
189
УДК 66.012: 622.323
А.И. Пономарев, Х.Г. Шакиров
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа),
Уфимский филиал «СК» «ПетроАльянс» (Уфа)
ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗОВЫХ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ
НЕФТЕОТДАЧИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
ПРИ ДАВЛЕНИЯХ НИЖЕ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ
Значительные запасы нефти Урало-Поволжья и Прикаспия сосредоточе-
ны в залежах двухфазного типа с низкопроницаемыми коллекторами (НПК). Их
разработка на естественных режимах характеризуется крайне низкими значе-
ниями конечной нефтеотдачи. Тонкопоровая структура и наличие значительно-
го объема тупиковых пор НПК оказывают существенное влияние на процессы
многофазной фильтрации при разработке таких объектов. В этой связи иссле-
дована структура порового пространства образцов карбонатного НПК Орен-
бургского НГКМ, проведены лабораторные эксперименты по вертикальному'
вытеснению нефти на двухслойной модели пласта с НПК аналогичного строе-
ния (проницаемостью 0,20, 0,95 мД) различными вытесняющими агентами: во-
дой, “дымовым” газом, равновесным углеводородным газом. При этом в опы-
тах по при вытеснению нефти равновесным газом детально изучался процесс в
области давлений как выше, так и ниже давления насыщения. В результате ус-
тановлено существование достаточно узкой области давлений вытеснения ниже
давления насыщения, в которой наблюдается существенное повышение коэф-
фициентов вытеснения вплоть до инверсии кривых вытеснения (для более и
менее проницаемых слоев). Выявленный эффект инверсии объяснен сочетани-
ем массообменных и фильтрационных процессов, протекающих в рассматри-
ваемой системе НПК, характеризующихся значительным объемом тупиковых
зон и большой удельной поверхностью.
Анализ идентифицированных на основе опыта зависимостей относитель-
ных фазовых проницаемостей для двух и трех фазной фильтрации показывает
значительное сужение области совместной фильтрации флюидов и ее смещение
в область более высоких значений нефтенасыщенности, а также сильную зави-
симость от давления вытеснения. При этом давление вытеснения выступает в
качестве параметра, характеризующего структуру газонасыщенности.
Установленные закономерности многофазной фильтрации в НПК позво-
лили рекомендовать технологию разработки НГКМ с несколькими этапами,
один из которых осуществляется путем закачки газа при оптимальном уровне
пластового давления ниже давления насыщения.
190
УДК 66.012: 622.323
М.А. Токарев, Р.Г. Исламов
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ПЛАНИРОВАНИЕ ЭКСПЕРИМЕНТОВ ПО ОПТИМИЗАЦИИ
ТЕХНОЛОГИЙ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ
Проведение лабораторных экспериментов в нефтедобывающей промыш-
ленности - сложная, трудоемкая работа. Исследуемые процессы, связанные с
фильтрацией пластовых флюидов в пористой среде, физико-химическими про-
цессами, происходящими в породе и с пластовыми жидкостями в результате
искусственного воздействия, зависят от множества взаимосвязанных факторов.
Для уменьшения числа многофакторных лабораторных и промысловых экс-
периментальных работ необходимо применять статистические методы плани-
рования эксперимента. Наиболее простым считается метод Бокса-Уилсона -
планирование экстремального эксперимента с целью оптимизации процессов.
Сущность метода в следующем. Предлагается проводить последовательные не-
большие серии опытов, в каждом из которых по определенным правилам изме-
няются все факторы. По результатам каждой серии выбирается математическая
модель и оцениваются численные значения констант (коэффициентов) этого
уравнения. Анализ коэффициентов уравнения позволяет определить направле-
ние движения по градиенту' функции к оптимальной области. Если оптимум не
достигнут с первой попытки, проводится следующая серия экспериментов. Так,
шаг за шагом, достигается цель эксперимента при значительном сокращении
числа опытов.
Метод Бокса-Уилсона был применен при разработке технологии реагентной
разглинизации добывающих скважин. Для лабораторного определения опти-
мальных концентраций композиции химреагентов для разглинизации терриген-
ных образцов пород проведено двухфакторное планирование эксперимента.
После анализа коэффициентов уравнения регрессии, рассчитанных по резуль-
татам опытов первой серии, осуществления движения по градиенту функции и
проведения проверочных экспериментов, было определено, что область опти-
мума достигнута уже в этой серии. Оптимальными оказались концентрация
первого реагента (X,) 10%, второго (Х2) 8%. Средняя величина коэффициента
эффективности приняла максимальное значение 2,8.
Определенные оптимальные концентрации химреагентов были взяты за ос-
нову при проведении промысловых испытаний технологии реагентной разгли-
низации на 3-х нефтяных скважинах Югомаш-Максимовского месторождения.
Предварительная эффективность от внедрения выразилась в увеличении дебита
скважин по нефти в 3-5 раз.
191
УДК 622.276.031:532.5.001
И.Р. Мукминов
(ВНИИЦ «Нефтегазтехнология» ОАО «Юганскнефтегаз»)
ОБ ОПТИМАЛЬНОМ ПОЛОЖЕНИИ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ,
ОБЕСПЕЧИВАЮЩЕМ МАКСИМАЛЬНЫЙ ДЕБИТ В ПЛАСТЕ
С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ И ГАЗОВОЙ ШАПКОЙ
Применение горизонтального бурения способно существенно повысить
эффективность разработки месторождений с большими водонефтяными и под-
газовыми зонами. Известные в научной литературе оценки технологических
режимов эксплуатации горизонтальных скважин (ГС) с безводными и безгазо-
выми дебитами выполнены при условии представления горизонтальной сква-
жины точечным стоком либо щелью, что ограничивает применимость получен-
ных результатов и, ввиду важности для задач конусообразования точного рас-
пределения давления именно в призабойной зоне скважины, диктует необходи-
мость получения точных аналитических решений.
В настоящей работе приведены итоги исследования стационарной фильт-
рации в целесообразном однородно-анизотропном пласте нефтенасыщенной
мощностью h и шириной 2L, ограниченном снизу подошвенной водой и сверху
газовой шапкой, с характеристикой анизотропии проницаемости % и двухсто-
ронним контуром питания, эксплуатирующемся ГС радиуса гс, расположенной
симметрично относительно его контура питания на расстоянии a e[rc, h - гс] от
ВНК пласта. В рамках приближенной теории конусообразования М. Маскета -
И.А. Чарного найдены выражения для предельных безводного и безгазового
дебитов горизонтальной скважины, дренирующей полосообразный однородно-
анизотропный пласт.
Из выполненных расчетов следует, что высота водо-нефтяного конуса
слабо зависит от L и х в диапазоне их реальных значений. На высоту устано-
вившегося конуса и величину предельного безводного дебита скважины суще-
ственно влияет расположение ГС относительно ВНК пласта. Снижение прово-
димости пласта в вертикальном направлении влияет на высоту конуса незначи-
тельно.
В диапазоне реально существующих фильтрационно-емкостных свойств
коллекторов и сеток скважин депрессии, обеспечивающие безводный (безгазо-
вый) режим эксплуатации скважин, не превышают нескольких атмосфер, а де-
бит составляет десятые доли тонн нефти в сутки с 1 м длины горизонтального
ствола.
Из уравнения для оптимального положения горизонтального ствола отно-
сительно ВНК и ГНК пласта следует, что наибольшее влияние на величину a/h
оказывает соотношение Двнг=[ра-рн] [рн - рг ] между плотностями нефти
рн , газа рг и воды рв в пластовых условиях.. Зависимость а = а(Дщ[г) для ус-
192
ловий L = 200 м, х = 3, h = 10 м представлена на рисунке. Сплошной линией на
графике выделен диапазон изменения Лвнг для месторождений Западной Сиби-
ри. Так, для условий коллекторов и пластовых флюидов Сургутского свода оп-
тимальное положение a/h составит 0,6-0,7, что вполне согласуется с практикой
проводки ГС в водо-газо-нефтяных зонах Федоровского месторождения.
Влияние на оптимальное положение горизонтального участка ствола
скважины других параметров незначительно. Так, трехкратное (до 600 м) уве-
личение расстояния до контура питания L при Двнг е[0.3, 2.5] изменяет вели-
чину a/h не более чем на 0,9 %, трехкратное уменьшение х (до единицы) или
трехкратный рост % (до 9) изменяет величину a-'h не более чем на 2 и 2,5 % со-
ответственно.
Влияние соотношения плотностей пластовых флюидов Двнг
на оптимальное положение ГС относительно ВНК и ГНК пласта
193
УДК 622.276.031:532.5.001
М.Н. Персиянцев, О.А. Гумеров, Г.А. Шамаев
ОАО "Оренбургнефть" (Оренбург),
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ОЦЕНКА КОНЕЧНОЙ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
ПО ЗАЛЕЖАМ НЕФТИ ОРЕНБУРГСКОЙ ОБЛАСТИ
Большинство нефтяных месторождений Оренбургской области являются
многопластовыми и неоднородными по геологическому строению, характери-
зуются невысокими коллекторскими свойствами нефтенасышенных пород и
имеют ограниченную гидродинамическую связь с законтурной областью. В
основном месторождения разрабатываются при низких темпах отбора, неус-
тойчивой динамике добычи нефти и низкой конечной нефтеотдаче. Распреде-
ление средних проектных значений нефтеотдачи пластов по отдельным страти-
графическим комплексам приведено в таблице.
Проектные значения коэффициентов конечной нефтеотдачи пластов
по отдельным стратиграфическим горизонтам
Продуктивный комплекс Пласт Проектный коэффициент конечной нефтеотдачи пластов Среднее значение
1. Терригенные коллектора нижнего карбона б2 0,29-0,60 0,45
2. Карбонатные коллектора турней- ского яруса нижнего карбона Ti 0,34-0,52 0,43
т2 0,37-0,50 0,44
Т,+Т2 0,34-0,45 0,39
3. Терригенные (Д,, Д3, ДД и карбо- натные (Д;) коллектора девона ДьДз, Дь д> 0,28-0,58 0,44
4. Терригенные карбонатные коллек- тора среднего карбона Аь А3, Аз+А) 0,15-0,50 0,35
5. Карбонатные коллектора девона Дф 0,27 0,27
Из таблицы видно, что проектные показатели разработки изменяются в
широком диапазоне (0,15...0,60), а объемы остаточной неизвлеченной нефти
составляют значительную величину.
194
Для оценки и прогнозирования показателей разработки обычно исполь-
зуют гидродинамические методы, основанные на вероятностной модели пласта.
Это приводит к значительному отклонению фактических показателей разработ-
ки от расчетной.
Для оценки конечной нефтеотдачи залежей Оренбургской области, нахо-
дящихся в активной разработке, были использованы промыслово-
статистические методы. С этой целью выполнен предварительный комплекс
работ:
1) поиск и классификация отечественных и зарубежных методик;
2) определение области эффективного применения каждой методики;
3) рекомендации по применению различных групп методик для конкретных
объектов разработки Оренбургской области.
По результатам оценки конечных показателей разработки объекты Оренбург-
ской области были сгруппированы по следующему признаку:
1) прогнозные конечные показатели разработки превышают проектные;
2) прогнозные показатели разработки примерно соответствуют проектным;
3) прогнозные показатели разработки ниже проектных.
Для последней группы объектов, в зависимости от конкретных геолого-
физических условий залегания пластовых флюидов и осуществляемых систем
разработки, предложены пути повышения их эффективности за счет регулиро -
вания процесса разработки или реализация методов увеличения нефтеотдачи
пластов.
УДК 622.276.031:532.5.001
И.Г. Хамитов. С.И. Бачин
Уфимский филиал ЮганскНИПИнефть (ВНИИЦ “Нефтегазтехнология”, Уфа)
КОМПЬЮТЕРНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПОСТРОЕНИЯ АДРЕСНЫХ
ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ДЛЯ АНАЛИЗА
ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ
В связи с ограниченностью запасов нефти в осадочном чехле и постепен-
ной их выработкой возрастает интерес к более полному извлечению нефти из
истощенных пластов, поэтому для ряда месторождений Среднего Приобья, на-
ходящихся на поздней стадии разработки, встала проблема создания постоянно
действующих компьютерных геолого-технологических моделей, позволяющих
оперативно отслеживать текущую структуру запасов, и повысить эффектив-
ность планирования геолого-технических мероприятий по довыработке оста-
точных запасов нефти.
Обычно под постоянно действующими моделями подразумеваются моде-
ли, полученные по результатам численного моделирования процессов вытесне-
195
ния нефти (детерминированные модели). Однако на практике моделирован
процессов фильтрации осложняется недостаточностью и неточностью инфо
мации о строении пласта, параметрах пористой среды и флюидов, данных о з
качке и т.д., поэтому для более обоснованного принятия технологических р
шений, связанных с оптимизацией разработки нефтяных месторождений, нео
ходимо дополнение детерминированных подходов адаптивными.
В работе дан адаптивный подход к решению задачи детального анали
выработки запасов, основные идеи которого заключаются в следующем.
• Сначала производится анализ геофизических, геопромысловых иссл
дований скважин и лабораторных исследований свойств пластовых флюидов
пористых сред и при необходимости (для повышения достоверности) осущес
вляется комплексная интерпретация материалов ГИС методом функционал
ных преобразований и с применением математического аппарата статист!
Кендала.
• С использованием этой информации строится детальная объемная ге<
логическая модель объекта разработки с прослеживанием всех пропластков
выделением зон с различающимися коллекторскими свойствами на основе п(
строения локальных геолого-статистических разрезов (ГСР). Для сложнош
строенных коллекторов применяется метод адаптивной корреляции. Дополнг
тельно проводится расчленение нефтяной залежи на представительные участк
с характерными геологическими и фильтрационно-емкостными характерисп
ками.
• По месторождению в целом и по выделенным представительным учасз
кам осуществляется статистический анализ данных по контролю за разработке,
методами ГИС (информация о работающих, вырабатываемых и заводняемы
интервалах, заколонных перетоках и т.д. ) и систематизация наиболее типичны:
ситуаций для конкретных геологических условий.
• С учетом этого проводятся дополнительные контрольные исследовани
геофизическими методами на скважинах, находящихся на слабоосвещенны:
контрольными замерами представительных участках.
• Далее определяются объемы накопленной добычи нефти для добываю
щих скважин и объемы закачек - для нагнетательных скважин и строятся картъ
распределения начальных и остаточных запасов нефти с учетом всей имеющей
ся информации.
• В рамках построенной детальной объемной геологической модели пла
ста осуществляется идентификация структуры выработанных запасов нефти t
соответствии с распределением фильтрационно-емкостных свойств. Дополни
тельно проводится пространственное согласование вырабатываемых зон на ос-
нове экспертных методов учета характера обводнения скважин, их дебитов, на-
копленной добычи, выявления взаимодействия скважин и комплексного учета
имеющихся данных о состоянии выработки запасов (результатов бурения но-
вых скважин, характеристик текущего состояния выработки по ГИС, результа-
тов ремонтно-изоляционных работ по скважинам).
196
• Окончательно объемная модель продуктивной толщи представляется в
виде профилей и связанных блок-диаграмм выработки запасов, позволяющих
судить об изменении характера выработки слоисто-неоднородного пласта по
площади и разрезу.
В работе приведены примеры конкретного применения разработанных
адаптивных схем автоматизированного построения адресных геолого-
технологических моделей (профили и блок-диаграммы) для анализа текущей
структуры и выработки запасов. Показано, что разработанные способы адап-
тивной идентификации структуры выработанных запасов подтверждаются ре-
зультатами ГИС.
УДК 622.276.031:532.5.001
М.З. Игдавлетова, Т.А. Исмагилов, К.М. Федоров
Уфимский филиал ЮганскНИПИнефть (ВНИИЦ «Нефтегазтехнология», Уфа)
МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ
ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЫ САМОПОЛИМЕРИЗУЮЩЕЙСЯ
КОМПОЗИЦИЕЙ
На месторождениях, разрабатываемых методом заводнения и характери-
зующихся проницаемостной неоднородностью, актуальной является проблема
селективной изоляции водопритока в добывающие скважины. На сегодня раз-
работано большое число технологий, однако до сих пор не до конца решен во-
прос об оптимизации объемов и концентраций химреагентов, используемых
для этой цели.
Работа посвящена разработке математической модели, позволяющей оп-
ределить оптимальные параметры технологии селективной изоляции водопри-
тока и прогнозировать эффективность формирования водоизолирующих барье-
ров составом на основе карбамидоформальдегидной смолы марки КФ-Ж при-
менительно к условиям месторождений Западной Сибири.
На основе изучения макрокинетических закономерностей найдены анали-
тические выражения процесса отверждения смолы КФ-Ж в пористой среде, мо-
делирующей продуктивные пласты группы Б месторождений ОАО «Юганск-
нефтегаз». Определены значения эффективных кинетических констант процес-
са отверждения. С помощью полученных кинетических констант разработана
математическая модель технологического процесса, которая базируется на сле-
дующих положениях:
• при создании фильтрационного барьера для воды в призабойной зоне пла-
ста путем отверждения смолы КФ-Ж в высокопроницаемых обводненных про-
пластках происходит выравнивание профиля притока жидкости в скважину, что
197
приводит к повышению дебита нефти, добываемой из низкопроницаемых зон, и
понижению дебита воды, поступающей из высокопроницаемых зон;
• существует оптимальный объем оторочки и концентрация раствора КФ-Ж,
которые зависят от геолого-физических свойств пласта около конкретной сква-
жины (расчлененность пласта, диапазон изменения абсолютных проницаемо-
стей пропластков, температура, обводненность пластовой жидкости и т.п.) и
параметров технологии (состав, концентрация раствора, pH раствора и пласто-
вых вод и т.п.);
• значительное превышение оптимального размера оторочки ведет к заку-
пориванию всего сечения пласта, а занижение - к уменьшению эффективности
формируемого барьера;
• максимальное водоизолирующее воздействие после применения состава
наблюдается в пласте, состоящем из изолированных пропластков различной
проницаемости, минимальное - в гидродинамически связанных пропластках.
Процесс фильтрации однофазной двухкомпонентной жидкости описыва-
ется системой уравнений, которая включает уравнение сохранения массы жид-
кости, уравнение сохранения массы раствора полимера, уравнение сохранения
массы выпавшего в осадок реагента, закон Дарси и кинетические закономерно-
сти процесса полимеризации.
Окончательное уравнение распределения осадка по радиусу призабойной
зоны имеет следующий вид:
где а - объемное содержание полимеризованного осадка в поровом пространст-
ве; с - концентрация полимера в водной фазе; Q - расход жидкости; V - объем
оторочки; и - количество пропластков.
Предложенная модель позволяет не только получить представление о
распределении осадка в призабойной зоне, но и прогнозировать последствия
обработки обводненных пластов в зависимости от коллекторских свойств. Рас-
чет результатов воздействия на скважину можно разбить на следующие этапы.
1 этап. Разделение пропластков на водо- и нефтенасыщенные, определе-
ние зависимости параметров пропластков (проницаемость, вязкость нефти и
воды, толщина) от фактической обводненности, расчет дебитов пропластков до
воздействия.
2 этап. Переход от системы n-пропластков к системе с двумя пропласт-
ками.
3 этап. Нахождение для полученной системы оптимального объема зака-
чиваемой оторочки и концентрации реагента.
198
4 этап. Переход к п-пропластковой системе и расчет прогнозируемых де-
битов пропластков.
Разработанная математическая модель представляет собой программный
комплекс для ПЭВМ и включает в себя программы решения ряда задач, позво-
ляющих повысить успешность применения технологии селективной изоляции
водопритока реагентом КФ-Ж.
УДК 622.276.031:532.5.001
А.В. Авдеев, Л.Н. Васильева, З.М. Атнабаев
Уфимский филиал ЮганскНИПИнефть (ВНИИЦ «Нефтегазтехнология», Уфа)
СОЗДАНИЕ ГЕОИНФОРМАЦИОННОЙ СИСТЕМЫ
ПО ТРУБОПРОВОДАМ НЕФТЕЮГАНСКОГО РЕГИОНА
В последнее время особенно остро встала проблема прогнозирования со-
стояния трубопроводной сети на нефтяных месторождениях. Ситуация ослож-
няется тем, что состояние трубопроводов - процесс динамичный, зависящий от
дебитов нефти, скорости и режима течения жидкости в трубопроводе, обвод-
ненности продукции и множества других факторов.
Путем прогнозирования состояния трубопроводной сети .можно добиться
наиболее эффективного вложения средств, отпущенных на ремонт.
Предпринимаемые сегодня попытки решить эту задачу не приносят же-
лаемого результата, т.к. процесс расчета выполняется в основном вручную и
даже, если в отдельных случаях применяются компьютерные программы, нет
базы, объединяющей под собой расчет, привязку трубопровода к местности и
систему анализа полученных данных.
В данном случае предлагается применить для прогнозирования состояния
трубопроводов геоинформационную систему', созданную на основе продуктов
фирмы ESRI: ArcView и Arcinfo. Геоинформационная система представляет со-
бой векторную карту местности с нанесенной на нее схемой трубопроводной
сети. Кроме того, по всем объектам этой карты (трубопроводам, задвижкам,
ДНС, КНС) создается база данных, что дает возможность эффективного расче-
та, анализа и сопоставления параметров (как заданных, так и расчетных). Это
решение проблемы выгодно отличается от существующих на сегодняшний день
по следующим причинам:
• трубопроводная система рассматривается непосредственно привязанной к
местности, что дает возможность при расчетах учитывать рельеф и тип зем-
ной поверхности;
задача решается прямо в пространственных координатах, следовательно,
можно точно сориентироваться в местоположении трубопроводов;
199
• мощные вычислительные средства позволяют провести гидравлический рас-
чет с учетом вышеуказанных данных;
расчет трубопроводов можно привязать к технологическим режимам добы-
вающих и нагнетательных скважин, что делает систему динамичной;
аналитический аппарат дает возможность сопоставить полученные данные и
выдать уже в обработанном виде.
Окончательное решение принимает специалист-эксперт, основываясь на ре-
зультатах расчетов.
Географическая информационная система (ГИС) - технология, которая може-
использоваться, чтобы раскрыть все возможности информации, заключенной 1
данных, которые описывают расположение сложной системы и объектов на по
верхности территории нефтяных месторождений. ГИС поддерживает управленш
данными, анализ и принятие решений и тем самым создает основу, на которог
данные записей могут быть объединены с пространственными (картографиче-
скими) данными, чтобы придать смысл местоположению. На этом основаниг
карты могут использоваться для запроса базы данных или база данных исполь-
зуется для создания карт и других наглядных отображений. Таким образом, ГИС
образует основу мощной системы для наблюдения за ресурсами, прослеживания
действий и охвата системы, которая опирается на местоположение - важнейший
фактор для каждого вида деятельности.
УДК 622.276.03 Г.532.5.001
Р.Г. Исламов, М.А. Токарев
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
РЕГУЛИРОВАНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГЛИНИСТЫХ
МИНЕРАЛОВ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД С ЦЕЛЬЮ УЛУЧШЕНИЯ
КОЛЛЕКТОРСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТА
Глинистые минералы составляют группу слоистых и слоисто-ленточных
силикатов и состоят в основном из двух структурных элементов - кремнекисло-
родного тетраэдра и алюмокислородного октаэдра. Они характеризуются гид-
рофильной поверхностью, способностью к сорбции и ионному обмену [1,2]. Из-
за изоморфного замещения атомов кремния и алюминия на катионы более низ-
кой валентности плоские грани кристаллической решетки глинистых минера-
лов приобретают отрицательный заряд. Его компенсация происходит за счет
адсорбции ионов Mg+, Са+, Fe+, К* и Na+. Эти катионы представляют ионооб-
менный комплекс глин. Сила взаимодействия катионов ионообменного ком-
плекса с кристаллической решеткой глин обусловливает их физико-химические
и механические свойства, в частности, набухаемость. При контакте глин с во-
дой молекулы воды проникают в межплоскостное пространство структурных
207
В научно-техническом понимании проблема сводится к разработке и вне-
дрению эффективных мероприятий по ограничению движения вод в промытых
зонах продуктивного пласта с последующим вовлечением в разработку низко-
проницаемых зон.
Широкую практику получили способы изоляции водопритоков и регули-
рования проницаемости пласта, основанные на применении различных осадко-
гелеобразующих композиций на основе жидкого стекла, различных водорас-
творимых полимеров, щелочей.
Наиболее проблемными остаются вопросы повышения эффективности
методов регулирования проницаемости пласта и ограничения водопритоков в
добывающих скважинах на месторождениях с высокоминерализованными за-
качиваемыми и пластовыми водами.
В докладе приведены экспериментальные и промысловые результаты
применения новых гелеобразующих композиций на основе отработанной ще-
лочи (ОЩ).
При проведении экспериментальных исследований авторы использовали
линейные насыпные и составные модели пласта. В ходе экспериментов перво-
начальную нефть из моделей пласта вытесняли закачиваемыми водами, что по-
зволило моделировать остаточную нефтенасыщенность. Затем в модели пласта
последовательно закачивали оторочки композиций на основе ОЩ и вод различ-
ной минерализации.
В опытах использовались образцы терригенных пород Арланского, Ур-
шакского месторождений АНК "Башнефть" и Красноярского месторождения
ОАО "Оренбургнефть". Экспериментальные исследования по фильтрации и
пефтевытесцению проводили путем приближенного моделирования условий
разработки объектов исследования.
В ходе лабораторных исследований было показано, что отработанная ще-
лочь может быть использована для регулирования проницаемости пласта бла-
годаря осадкообразованию при смешении с минерализованными водами. С це-
лью усиления гелеобразования в системе ОЩ-минерализованная пластовая во-
да предложены эффективные реагенты флокулянты ПАА, КМЦ-500, ВПК-402,
жидкое стекло (ЖС).
Один из наиболее эффективных гелеобразующих составов на основе
ОЩ+ЖС прошел опытно-промысловые испытания на Арланском месторожде-
нии. Первоочередные опытные участки выбраны в районе нагнетательных
скважин 6096, 1300, 537 после комплексного изучения геолого-физических ха-
рактеристик продуктивных пластов, степени их выработки и обводненности
продукции окружающих добывающих скважин. Выполненный анализ результа-
тов наблюдений за работой опытных скважин, а также гидродинамических ис-
следований подтвердил эффективность данного метода воздействия. Так, прие-
мистость скважин 1300, 6096 после обработки снизилась соответственно на 42
и 37 %. Обводненность по ряду добывающих скважин, находящихся под воз-
действием скважин 1300, 6096,уменьшилась на 3-12 %.
209
Однако при этом достижение требуемой температуры контакта газ-
гликоль возможно только в зимний период работы.
Разработана технология предварительной осушки газа до абсорбера в
трубопроводе смешения охлажденным гликолем, распыляемым в поток газа по
длине газопровода. Получены положительные результаты, позволяющие реко-
мендовать технологию к внедрению.
Другим решением проблемы сокращения потерь гликоля и получения
требуемой по отраслевому стандарту (ОСТ 51.50-93) точки росы осушенного
газа является замена диэтиленгликоля (ДЭГ) на триэтиленгликоль (ТЭГ), так
как ТЭГ более эффективен по глубине осушки и его потери с осушенным газом
в десятки раз меньше потерь ДЭГ, что объясняется низким давлением насы-
щенных паров ТЭГ. В случае замены также требуется реконструкция устано-
вок регенерации из-за повышенной температуры кипения ТЭГ. Однако основ-
ным препятствием реконструкции установок осушки природного газа является
невозможность утилизации большого количества ДЭГ, поэтому целесообразно
использование ТЭГ, в основном, на вновь строящихся или реконструируемых
установках.
На установках регенерации ДЭГ или ТЭГ рекомендуется замена массо-
обмснных элементов в колонне на регулярные насадки, что позволит снизить
гидравлическое сопротивление и повысить эффективность разделения.
УДК 622.276.031:532.5.001
А .С. Маслов , Н.В. Ушева
Томский политехнический университет (Томск)
МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ПРОМЫСЛОВОЙ подготовки
ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА
При разработке информационно-моделирующих систем (ИМС) процессов
и аппаратов подготовки газа и газового конденсата важнейшим звеном являет-
ся создание моделей для точного расчета составов и количеств фаз при изме-
нении основных технологических параметров и составов входных потоков.
Значительные сложности при проведении подобных расчетов возникают
вследствие того, что процессы подготовки газа и газового конденсата прово-
дятся при высоких давлениях и отрицательных температурах.
На основе всестороннего анализа литературных источников был выбран
ряд методик как эмпирических, так и базирующихся на уравнениях состояния.
Сравнение методик расчета показало, что наибольшей точностью обладает ме-
тодика, основанная на уравнении состояния.
211
Выбранная физическая модель предусматривает создание воздействия на
упругую бурильную колонну', считывание параметров отклика, запись полу-
ченной информации и ее обработка как нестационарной случайной функции.
Экспериментальная установка для физического моделирования состоит из
несущей конструкции, генератора, усилителя мощности, электромагнитного
вибратора, датчиков вибрации, электронно-измерительного устройства и пер-
сонального компьютера. В качестве физической модели использованы метал-
лические трубки, выбранные по критериям подобия.
Сигналы с датчиков вибрации поступают на входы электронно-
измерительного устройства, в котором происходит преобразование аналоговых
величин в цифровые коды. Через схему сопряжения коды поступают в персо-
нальный компьютер. Соответствующая программа позволяет производить ввод
данных в компьютер с заданной дискретностью в режиме реального времени.
После проведения цикла измерений полученный массив исследуется с по-
мощью программного обеспечения. При этом реализуется два режима: про-
смотра и математической обработки. Режим просмотра позволяет определить
наиболее информативные области записей. В режиме математической обработ-
ки исследуются динамические свойства модели бурильной колонны.
УДК 622.242:622.276.012.05
И.Р. Мукминов
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ИССЛЕДОВАНИЕ СТАЦИОНАРНОГО ПРИТОКА ЖИДКОСТИ
К ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ В ЭЛЛИПТИЧЕСКОМ ПЛАСТЕ
В работе приведены итоги исследования стационарного притока к гори-
зонтальной длины It скважине радиуса гс, расположенной вдоль большой оси
эллиптического однородно-анизотропного (/-характеристика анизотропии)
пласта толщины h. В вертикальной плоскости симметрии ось скважины смеще-
на на расстояние 8 от середины пласта. Большая и малая полуоси эллипса рав-
ны а и Ь. На контуре питания и стенке скважины поддерживаются потенциалы
скорости <рк и <рс-
Используя известный в подземной гидромеханике прием, задача трех-
мерной фильтрации заменяется двумя плоскими задачами и дебит горизонталь-
ной скважины
Q = (<PK-<Pc) (*1+К2). (1)
где Rj и R2 - внешнее и внутреннее, следуя терминологии Ю.П. Борисова,
фильтрационные сопротивления горизонтальной скважины.
206
(карбонатная крошка) проницаемостью 30* Ю'3 мкм2, пористостью 24 %. Ко-
лонка оборудована торцевыми (входным и выходным) и пятью боковыми отво-
дами с игольчатыми вентилями, пробоотборником и газометром. Колонка с по-
ристой средой предварительно была насыщена дегазированной нефтью одного
из месторождений Урало-Поволжья, а затем к верхнему входному отводу был
подключен контейнер с газом сепарации высокого давления этого же месторо-
ждения, так что газонефтяной контакт в колонке с пористой средой опустился
до уровня несколько выше верхнего бокового отвода. Далее в термостатиче-
ских условиях (Т=298 К) периодически па протяжении трех месяцев проводил-
ся отбор проб нефти через боковые отводы и определялось ее газосодержание.
Для восстановления равновесия при отборе проб одновременно через
нижний торцевой отвод закачивалась нефть с газонасышенностью, соответст-
вующей пробе нефти из нижнего бокового отвода, в объеме, равном суммарно-
му объему отбираемых каждый раз проб и не более объема нефти в нижней
секции.
Результаты эксперимента показали, что в пределах рассматриваемого
временного интервала процесс роста газонасыщенности нефти по длине ко-
лонки с пористой средой носит затухающий характер.
Проведена оценка среднего значения коэффициента диффузии, а также
предложена модель распространения газонасыщеннсти типа "остановленной
волны", предполагающая ограничение зоны роста газонасыщенности, что мо-
жет быть объяснено наложением на процесс молекулярной диффузии сорбции
газа породой, отмечаемой рядом исследователей и зависящей от степени гид-
рофильности пористой среды.
УДК 622.276.031:532.5.001
Л.Е. Ленченкова, В.С. Асмоловский, В.Г. Зюрин
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа),
НГДУ "Арланнефть" (Нефтекамск)
ПРИМЕНЕНИЕ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ НА ОСНОВЕ
ПОБОЧНЫХ ПРОДУКТОВ НЕФТЕХИМИЧЕСКИХ ПРОИЗВОДСТВ
ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ АРЛАНСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Значительный промысловый опыт применения физико-химических мето-
дов повышения нефтеотдачи на различных месторождениях Башкортостана по-
казал, что на поздней стадии их разработки эффективными методами являются
технологии воздействия на залежь с применением осадкогелеобразующих сис-
тем.
213
для короткой ( f. / R < 0.001) скважины
Q ______________Фк Фс______________
1 . 2R v f h % _! лб)
27th f 4 л/ \тсгс1 + х h/
для длинной (С/ R > 0.5) скважины
Q =______________________________________;
— IrT'f 2*±Л + 1п|— cos’’
8h \ R-// 4n£ <7trcl+x h.
(8)
(9)
При наложении дополнительных ограничений % = 1 (пласт однород-
ный)^ =0 (ось скважины симметрична относительно кровли и подошвы пла-
ста) выражения (7) и (8) сводятся к известным формулам, полученным ранее
S.D. Joshi и Ю.П. Борисовым.
Указанное обстоятельство свидетельствует о таких недостатках, прису-
щих известным на сегодняшний день решениям, как неучет анизотропии и
весьма частное расположение скважины относительно контура питания, кровли
и подошвы пласта. Кроме того, полученное решение ограничивает применение
формулы Ю.П. Борисова областью коротких скважин ввиду ее недостаточной
точности в диапазоне средних и больших длин скважин.
УДК 622.242:622.276.012.05
Р.Г. Шагиев. Аббас Мохаммед
Уфимский государственный нефтяной технической университет (Уфа)
МЕТОД ОЦЕНКИ ИЗМЕНЕНИЙ СЛОЖНЫХ ТРАЕКТОРИЙ
ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ТЕЧЕНИЙ В ПЛАСТЕ
Разработанные за последние годы высокоточные глубинные электронные
приборы и комплексы с сопутствующим вспомогательным компьютерным
обеспечением позволяют использовать, измерять скорость, темп изменения
давления во времени, вычислять и строить графики производных давления для
факпгческих промысловых кривых падения-восстановления давления (КПД-
КВД), т.е. при анализе и интерпретации промысловых КПД-КВД как бы "рас-
щепить" теоретическую и фактическую кривые логарифмической производной
давления (ЛПД), при этом исследуются и сопоставляются поведения пласта и
теоретических моделей пластовых фильтрационных систем с помощью четы-
рех одночленных уравнений, а не двух, как при обычных, традиционных мето-
дах. При этом повышаются точность, а также число определяемых параметров,
уменьшается неопределенность интерпретации данных - улучшается их каче-
ство и надежность.
208
Закачка композиций на основе ОЩ+ЖС привела к положительным изме-
нениям в работе добывающих скважин опытных объектов. Наблюдалось вы-
равнивание профилей приемистости скважин в результате ограничения движе-
ния воды по высокопроницаемым промытым пропласткам и подключение в ра-
боту пропластков, ранее охваченных заводнением. Обобщенные результаты
применения технологии представлены в таблице.
Результаты применения гелеобразующих композиций на основе ОТЦ+ЖС
Номер очага воздействия Количество добывающих скважин Успешность по обработ- ке, доли ед. Успешность по снижению обводненности жидкости
число сква- жин успешность, доли ед.
1300 (1994г.) 5 1,о 3 0,6
1300 (1995г.) 5 1,0 4 0,8
6096 7 1,0 7 1,0
УДК 622.276.031:532.5.001
А.Н. Дудов, А.Р. Хафизов
ПО "Уренгойгазпром" (Новый Уренгой),
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ПРОЦЕССОВ
ПОДГОТОВКИ ГАЗА В КОМПРЕССОРНЫЙ ПЕРИОД
ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
В настоящее время многие крупные газовые месторождения (Медвежье,
Уренгойское и др.) Тюменской области находятся на стадии компрессорной
добычи, связанной с падением пластового давления и увеличением влагосо-
держания газа. Размещение второй очереди дожимных компрессорных стан-
ций (ДКС) перед установками комплексной подготовки газа (УКПГ) приведет к
повышению температуры газа до 40 - 50 °C и нарушению технологических ре-
жимов работы установок осушки природного газа и получению некондицион-
ного газа.
Одним из направлений решения этой проблемы является использование
модернизированных аппаратов воздушного охлаждения с рекуперацией тепла с
целью исключения обмерзания нижних теплообменных трубок.
215
дачи о растекании бугра грунтовых вод на непроницаемом водоупоре этот ме-
тод дает решение, полностью совпадающее с точным решением.
Анализ полученного решения показал, что, во-первых, для оценки време-
ни осаждения вершины конуса можно пользоваться формулами для пласта бес-
конечной протяженности, так как возмущение достигает границы пласта (поло-
вина расстояния между скважинами) не менее чем за 200 суток. Во-вторых, на-
чальная форма конуса (при одной и той же массе) очень слабо влияет на дина-
мику осаждения его вершины. Например, пусть масса конуса 2600 т, его вер-
шина находится на высоте 10 м над первоначальным уровнем газоводяного
контакта, вязкость воды 1,1 мПа с, проницаемость и пористость пласта 0,3 мкм2
и 0,2 соответственно. Начальная форма конуса задавалась в виде «ступеньки»,
«треугольника», экспоненты, гиперболы. Время осаждения вершины конуса с
10 до 2,5 м для указанных выше начальных форм различалось не более чем на
9 %. В третьих, очень сильное влияние на время осаждения вершины конуса
оказывает начальная водонасыщенная толщина пласта. Например, время осаж-
дения вершины конуса с 10 до 5 м при уменьшении начальной водонасыщен-
ной толщины с 50 до 5 м увеличивается почти в восемь раз. Из этого обстоя-
тельства следует, что временная остановка скважин как способ борьбы с кону-
сообразованием может быть эффективной только в скважинах с большой на-
чальной водонасыщенной толщиной.
УДК 622.242:622.276.012.05
В.Г. Щербинин
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ИССЛЕДОВАНИЕ ХАРАКТЕРА ОБВОДНЕНИЯ И ВЫРАБОТКИ
ЗАПАСОВ НО СКВАЖИНАМ НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ БАШКОРТОСТАНА
Вопросам исследования обводнения и выработки запасов залежей посвя-
щены многочисленные работы. Но до сих пор по этому вопросу нет единого
мнения, так как па исследования подобного рода накладывается взаимовлияние
всевозможных геолого-технологических факторов. Одной из таких причин в
рассмотрении решения проблемы является вопрос о плотности сетки скважин,
так как плотность сетки скважин существенно влияет на темпы добычи нефти,
обводненность продукции скважин и выработку запасов. Это положение пра-
вомочно как по залежам нефти, характеризующимися значительной неодно-
родностью и содержанием высоковязкой нефти, так и по залежам маловязких
нефтей с однородным строением коллектора.
При изучении вопроса влияния сетки скважин на выработку и обводне-
ние предложено использовать в качестве критерия удельный запас, приходя-
210
С использованием данной методики была создана программа для расчета
точки росы различных смесей углеводородов как основного показателя каче-
ства подготовки газа.
Разработанные модели позволили установить следующее:
• на работу установок промысловой подготовки газа наибольшее влияние ока-
зывает состав исходной смеси (особенно количество углеводородов С5 и вы-
ше), температура на первой ступени сепарации и давление на последней сту-
пени сепарации;
• доля отгона жидкости при высоком давлении в большей степени определя-
ется температурой сепарации, а при низком давлении - самим давлением сепа-
рации. Влияние температуры сепарации на долю отгона при высоком давле-
нии в 2-3 раза выше, чем при низком его значении. Это различие тем сильнее,
чем больше в составе пластового газа тяжелых углеводородов;
• переход от трехступенчатой схемы сепарации к одноступенчатой теоретиче-
ски дает прирост в выходе конденсата в случае Мыльджинского месторожде-
ния на 5%. При этом рост в выходе конденсата происходит только за счет по-
вышения четкости разделения на фазы. Абсолютная извлекаемость компонен-
тов С5+ также увеличивается.
Таким образом, разработаны модели расчета фазовых равновесий, позво-
ляющие с высокой точностью проводить исследования процесса низкотемпе-
ратурной сепарации и являющиеся модулем ИМС подготовки газа и газового
конденсата.
УДК 622.242:622.276.012.05
В.В. Пашинский, В.У. Ямалиев, И.Е. Ишем1ужин
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
СТЕНД ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ДИНАМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ
БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
Для выбора оптимального режима бурения, оценки технического состояния
глубинного оборудования непосредственно в процессе эксплуатации необхо-
дима достоверная забойная информация.
Предлагается исследовать колебания верхней части бурильной колонны с ис-
пользованием передаточной функции «устье - забой» и с учетом этого распо-
знавать ситуацию на забое скважины.
Передаточная функция системы бурильная колонна-скважина - это преобра-
зующий член, который формирует силу с забоя и передает ее на верхнюю часть
бурильной колонны. Аналитическое решение этой проблемы осложняется не-
линейностью поведения бурильной колонны при ее нагружении, воздействии
многочисленных факторов в реальной скважине.
217
В работе предложен диагностический способ - так называемая, первая про-
изводная давления (ППД). Этот метод используется для диагностирования по-
ведения различных факторов и эффектов, не связанных с пластом, обусловлен-
ных, например, процессами в стволе скважины. Метод ППД также можно при-
менить для идентификации режима течения.
Впервые предлагается этот способ для обработки и интерпретации скважин.
Роль ППД показана на примере обработки опубликованных фактических дан-
ных ГДИС газовой скважины.
Показано, что ППД - необходимый диагностический способ при интерпре-
тации результатов исследования скважин, так как он позволяет производить ка-
чественную интерпретацию результатов ГДИС.
УДК 622.242:622.276.012.05
А.В. Герасимов, В.И. Павлюченко, В.В. Чеботарев
ОАО «Норильскгазпром» (Норильск),
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ОСОБЕННОСТИ ПОДГОТОВКИ II ДАЛЬНЕГО ТРАНСПОРТА
ПРИРОДНОГО ГАЗА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
ОАО «НОРИЛЬСКГАЗПРОМ»
Для поддержания необходимого уровня добычи газа и более полного
удовлетворения потребностей в природном газе Норильского промышленного
комплекса (НПР) помимо Мессояхского газового месторождения в разработку
были вовлечены также Южно-Соленинское и Северо-Соленинское газоконден-
сатные месторождения, которые вводились в эксплуатацию и обустраивались
весьма интенсивными темпами, что, в свою очередь, отразилось на технологи-
ческой схеме подготовки газа к дальнему транспорту.
В связи с этим конечным пунктом комплексной подготовки газа и кон-
денсата Южно-Соленинского и Северо-Соленинского газоконденсатных ме-
сторождений стали головные сооружения, находящиеся на Мессояхском газо-
вом промысле. Технологическая схема добычи и транспорта газа и конденсата
включает в себя три промысла, расположенных последовательно на Северо-
Соленинском (Г’П-3), Южно-Соленинском газоконденсатных месторождений
ЮСГКМ (ГП-2 и ДКС) и Мессояхском газовом месторождении (УКПГ и ГК). В
эксплуатации в настоящее время находятся две «нитки» межпромысловых кол-
лекторов на участке «Северо-Соленинское - Южно-Соленинское - Мессояха».
Сам же магистральный газопровод «Мессояха-НПР» имеет три действующих
«нитки». Магистральный транспорт таза осуществляется при давлении 4,5-
5,5 МПа. Добываемый газовый конденсат по своей системе продуктопроводов
собирается на головных сооружениях (ГС) Мессояхского промысла и оттуда
212
Строгое решение для R2, полученное И.Р. Мукминовым, в случае тон-
кого пласта (уЬ / 2Ь < 0.3) упрощается до выражения
R2=JLln A.JLcos-1S8
4л€ [_лгс 1 + х h
(2)
Решение для Rj, полученное методом последовательных конформных
отображений, в общей постановке имеет вид
R] =K(X)/2hK(X'), (3)
Х = (£а “ e2)(ei + £а) (еа -£i)(£a +е2) А’= 1-А2,
. 1 к-7?
arcsm ,------
, 1-к2
еа = 1/к, к’= 1-к2,
. . 2К(к) t,,+ t2?-c2
к' = К(к’)----------------7-----
л с
(c<t,^ <а),
F [arcsineк] =-К(к) arcsin— (0<t12<c), c2=a2-b2,
TtK(k') = ln[(a + b) (a - b)] K(k),
' где tj2 - расстояния от центра эллипса до начала и конца скважины; ц и ц'- до-
полнительные модули полных К(ц), К(ц’) и неполных F(a,p), F(a,p') эллип-
тических интегралов первого рода; а - аплитуда интеграла.
Рассмотрен ряд частных случаев для вытянутого (а > 2Ь) эллиптического
пласта. Например, если начало и конец скважины расположены по разные сто-
роны от фокуса, причем t] « с < t2, то
Для скважины, расположенной симметрично относительно контура пита-
ния, общее решение упрощается до выражений
1 4с In [(a+b) (a-b)l
К- In-----------' ,• * (/«с),
2uh nf.
(5)
R| =
1 8h
д' , -i a+ b
— In----------in cos
2 a - b
, £+ Г- c2
7Г In------------
c
a - bj
Если дополнительно длина скважины равна фокусному расстоянию, то из
приведенных выше соотношений следует
Q=------------г~--------------------Гт- (7)
1 a+b X h х -1 тг5
4nh a-b 4тг£ [_лгс 1 + x h
Дебит горизонтальной скважины в тонком (xh / (2 R2 ~^2)<03) круго-
вом радиусом R пласте определится следующей формулой:
219
Исследования показали, что для исключения контактирования коррози-
онно-активных сред с материалами обсадной колонны рекомендуется прово-
дить профилактические обработки внутренней поверхности последней поли-
мерсодержащими или гелеобразующими агентами по технологии "скользящего
тампонирования". Например, гелеобразующие покрытия на основе ОТП прояв-
ляют физико-химическую стабильность в присутствии растворов соляной ки-
слоты и реагента кислого диспергатора-растворителя.
УДК 622.242:622.276.012.05
Ф.Т. Нурлыгаянов, Д.А. Иванов, А.А. Баранов,
В.В. Чеботарев, А.Р. Хафизов
Уфимский государственный нефтяной технической университет (Уфа),
Ка.ччуринское ПХГ (Кумертау)
ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ КАНЧУРИНСКОГО
ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА
Одной из главных причин осложнений в работе скважин на Канчурин-
ском подземном хранилище газа в периоды отбора газа из хранилища является
поступление на забой скважин пластовой воды из подстилающего бассейна за
счет проявления упруговодонапорных сил и конусообразования.
Для удаления воды с забоя скважин на Канчуринско.м подземном храни-
лище газа используются пенообразующие составы "Универсал" на основе не-
ионогенных и анионогенных поверхностно-активных веществ и функциональ-
ных добавок, повышающих пенообразующие свойства поверхностно-активных
веществ, снижающих жесткость пластовых вод и предотвращающих образова-
ние стойких гидрофобных эмульсий. При дозировке 0,1 - 0,5 % эти составы
обеспечивают эффективное вспенивание высокоминерализованных пластовых
вод плотностью до 1200 кг/м3 и более, в том числе при наличии в смеси газа
конденсата до 40 % по объему.
Па подземном хранилище разработана установка для получения и упаков-
ки пенообразующих составов в виде стержней, которые сбрасываются на забой
скважины.
В процессе эксплуатации Канчуринского подземного хранилища газа вы-
яснилось, что при отборе газа в условиях аномально низких пластовых темпе-
ратур (23 °C на глубинах 1700 - 1750 м) резко снижается производительность
скважин из-за гидратообразования в пласте, стволе скважины и запорной ар-
матуре промысловых сооружений.
Для предупреждения гидратообразования ингибирование газа произво-
дится в сезон закачки и метанол подается в поток закачиваемого газа после его
компримирования на компрессорной станции. Температура газа после компри-
214
Так, на основании приближенных аналитических зависимостей получены
формулы для различных моделей пластовых фильтрационных систем с одно-
мерных потоков и их диагностические признаки (ДП), которые предлагается
использовать для "разложения", "расчленения" во времени промысловых КПД-
КВД со сложными траекториями фильтрации (горизонтальных скважин) на. со-
ставляющие одномерные потоки с последующей оценкой моделей пластовых
фильтрационных систем и других параметров.
Исследование функции первой производной давления позволяет выявить
те участки фактических кривых падения-восстановления давления, которые ис-
кажены побочными "шумами и помехами" и учитывать эти искаженные участ-
ки при обработке и интерпретации.
Если снять две серии кривых падения-восстановления давления по сква-
жине с каким-то интервалом во времени (например, до и после целенаправлен-
ного изменения направления фильтрационных потоков в условиях проявления
начального градиента давления или внедрения другой технологии, связанной с
изменением направления фильтрационных потоков), то представляется воз-
можным сравнить структуру траекторий сложных фильтрационных потоков по
данным обработки КПД-КВД до и после и оценить изменения их сложных тра-
екторий фильтрации во времени и пространстве.
УДК 622.242:622.276.012.05
Ю.В. Калиновский, В.Л. Сливнев
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа),
ОАО «Газпром» (Москва)
ДИНАМИКА ОСАЖДЕНИЯ ВОДЯНОГО КОНУСА
ПОСЛЕ ОСТАНОВКИ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ
В работе рассмотрена задача о растекании конуса подошвенной воды по-
сле остановки газовой скважины. Предполагается, что по сравнению со време-
нем растекания конуса давление в газонасыщенной части пласта после останов-
ки скважины выравнивается практически мгновенно. Практика газодинамиче-
ских исследований некоторых газовых залежей (например, сеноманские отло-
жения Медвежьего, Ямбургского, Уренгойского месторождений) показывает,
что такое предположение во многих случаях является вполне оправданным. Ес-
ли также пренебречь изменением веса столба газа вдоль поверхности газоводя-
ного контакта, то тогда процесс растекания конуса описывается квазилинейным
уравнением типа уравнения безнапорной фильтрации, а в качестве начального
условия задается форма конуса перед остановкой скважины. Задача решалась
методом интегральных соотношений из того соображения, что для похожей за-
221
УДК 622.242:622.276.012.05
Р.Г. Шагиев
Уфимский государственный нефтяной технической университет (Уфа)
МЕТОДИКА ВЫБОРА ГЛУБИННЫХ ПРИБОРОВ
ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ПО КВД
На базе теоретического анализа неустановившихся процессов перерас-
пределения давления в потоках со сложными траекториями фильтрации (гори-
зонтальных скважин) при линейном упругом режиме и обобщения отечествен-
ного и зарубежного опыта гидродинамических исследований разработаны ре-
комендации по планированию исследований скважин (выбор типа исследова-
ния - КПД-КВД, планирование технологии, критерии выбора глубинных при-
боров и оборудования). Определяются основные этапы подготовки к проведе-
нию исследования скважин и раскрываются их содержание (формулировка це-
лей и задач; теоретическая оценка вида гидродинамического исследования и
др.) Важным новым этапом является оценка хронологической последователь-
ности возможных режимов течения (влияние ствола скважины, прямолинейно-
го, плоско-радиального, радиально-сферического, билинейного, псевдорэди-
ального и др.). Продолжительность исследования (КПД-КВД) во времени
должна быть достаточно длительной для проявления максимально возможных
режимов течения. Для этого предлагается метод "синтеза" различных возмож-
ных вариантов моделей пластовых фильтрационных систем гипотетических
данных КПД-КВД на основе теоретических моделей с заранее заданными пара-
метрами пласта либо рекомендуется метод, основанный на оценке характерных
признаков возможной КПД-КВД с учетом логариф.мической производной дав-
ления: предлагаются формулы для оценки времени конца периода влияния
ствола скважины (с учетом известного объема ствола скважины и коэффициен-
та гидропроводности и др.), времени начала радиального фильтрационного по-
тока, времени конца прямолинейного участка полулогарифмической анаморфо-
зы для радиального потока, ожидаемое пластовое давление. По этим формулам
определяются требуемая последовательность, продолжительность работы пла-
нируемого глубинного манометра на забое в процессе исследования и верхний
диапазон давления для подбора соответствующего глубинного манометра. В
ответственных случаях рекомендуется проведение двух циклов исследования
по КПД-КВД. В работе сформулированы основные положения технологии про-
ведения исследования на скважинах и ее особенности (измерение забойных
притоков-оттоков, желательные интервалы времени между точками измерения
давлений, использования спаренных приборов на забое и др.).
216
щийся на скважину. Первоначально эта методика была апробирована при ана-
лизе разработки девонских залежей нефти. Исследования, проведенные по за-
лежам нефти терригенного девона западной Башкирии, показали, что сущест-
вует довольно четкий критерий удельных запасов, приходящихся на скважину
(350 тыс. т), превышение которого приводит к снижению коэффициентов ис-
пользования запасов и повышению обводненности продукции скважин. Анало-
гичная тенденция наблюдается и по скважинам Манчаровской площади, харак-
теризующейся значительной неоднородностью и содержанием высоковязкой
нефти.
В связи с этим исследована выработка запасов нефти по группе скважин с
запасами до и более 350 тыс. т/скв. Для этого по каждой эксплуатационной
скважине были построены зависимости обводненности продукции скважин от
коэффициента использования запасов. Анализ осредненных значений коэффи-
циентов использования запасов при фиксированных значениях обводненности
продукции скважин указывает на значительное отличие выработки запасов
нефти по группам скважин с запасами до и более 350 тыс. т/скв.
Проведенные предварительные следования выявили существующий ре-
зерв в уплотнении сетки скважин Манчаровской площади, особенно в районах
расположения скважин с запасами более 350 тыс. т/скв.
УДК 622.242:622.276.012.05
Аббас Мохамед
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ПРМЕНЕНИЕ ПЕРВОЙ ПРОИЗВОДНОЙ ДАВЛЕНИЯ ПРИ АНАЛИЗЕ
И ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОВОЙ
СКВАЖИНЫ
Источником сведений о параметрах пласта служат как прямые, так и кос-
венные методы, основанные на интерпретации результатов исследований сква-
жин, в том числе газогидродинамических исследований скважин (ГДИС).
Одним из главных элементов усовершенствования методов ГДИС является
применение современных методов анализа и интерпретации результатов ГДИС.
Процедура анализа и интерпретации замеренных данных кривых падения-
восстановления давления начинается с диагностического анализа и идентифи-
кации режимов течения. В этом случае сложный фильтрационный поток при-
ближенно расчленяется на более простые составляющие (влияние ствола сква-
жины, линейный фильтрационный поток, билинейный фильтрационный поток,
радиальный фильтрационный поток, сферический фильтрационный поток и
др.) по их характерным диагностическим признакам. Это осуществляется при-
менением тех или иных диагностических билогарифмических графиков, на ко-
торые наносится изменения давления и логарифмической кривой давления.
223
УДК 622.276.031:532.5.001
А.Н. Дудов, В.А. Ставицкий, А.Р. Хафизов, В.В. Чеботарев
ПО "Уренгойгазпром" (Новый Уренгой),
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ОБОСНОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ ВТОРОЙ
ОЧЕРЕДИ ДКС ПОСЛЕ УКПГ В ПЕРИОД КОМПРЕССОРНОЙ
ДОБЫЧИ ПРИРОДНОГО ГАЗА
В связи с переходим крупных газовых месторождений Тюменской об.тас
ти в период компрессорной добычи, связанный с падением пластового давлени
и увеличением влагосодержания газа, возникает необходимость разработки нс
вых научно-технических решений, позволяющих стабилизировать работу уст:
новок комплексной подготовки газа (УКПГ) и получать газ требуемого качест
ва. В случае размещения дожимных компрессорных станций до УКПГ необхс
дима дорогостоящая модернизация аппаратов воздушного охлаждения газ;
однако это не позволит в летний период обеспечить требуемую температур
контакта при осушке газа.
Одним из направлений решения этой проблемы является размещени
второй очереди дожимных компрессорных станций после установок комплекс
пой подготовки газа (УКПГ).
В результате расчетных и промысловых исследований обоснованы опта
мольные режимы работы модернизированной технологической нитки осушк:
газа и разработаны математические модели процесса осушки газа по модерни
зированной технологической схеме.
По результатам предварительных расчетов и обработки Промысловы:
данных, выявлено, что размещение дожимных компрессорных станций второ:
очереди первой ступени за УКПГ при ожидаемых давлениях и отборах газа по
зволит обеспечить требуемые параметры качества подготовки газа.
Проведены реконструкция технологической нитки УКПГ-2 и комплекс
ные исследования, построены модели процесса осушки газа и дан прогноз ха
рактеристик работы и показателей качества газа при различных компоновка:
основного оборудования подготовки газа к транспорту на весь период эксплуа
тации.
Показано, что при незначительном увеличении потерь диэтиленгликол:
получен положительный результат, связанный с получением товарного газ;
требуемого качества. Кроме того, создается возможность централизации мощ
ностей дожимных компрессорных станций, что позволяет ускорить темпь
строительства, снизить количество резервных агрегатов и повысить надеж
ность работы.
218
после подготовки перекачивается по конденсатопроводу в НПР. В связи с тем,
что газотранспортная система пересекает многочисленные водные преграды, а
также ввиду резких колебаний температуры в течение суток и т.п. в газопрово-
де выделяется капельная жидкость, отбивка которой осуществляется в горизон-
тальных прямоточных циклонах. Очистка магистрального газопровода прово-
дится поочередным увеличением скорости движения по одному из участков на
трассе, отключением из работы параллельных систем. Как показал анализ экс-
плуатации газотранспортной системы, периодическое удаление сконденсиро-
ванной в трубе жидкости ведет к снижению скорости коррозии газопромысло-
вого оборудования и коммуникаций, обусловленную, в основном, процессами
наводораживания металла в присутствии влаги.
УДК 622.242:622.276.012.05
Ф.Т. Нурлыгаянов, А.Г. Латыпов, А.А. Баранов, В.В. Чеботарев
Канчуринское ГЕХТ (Кумертау),
Уфимский государственный нефтяной технической университет (Уфа)
ОЧИСТКА КОЛЬМАТИРОВАННЫХ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН ГАЗОВЫХ
СКВАЖИН НА КАНЧУРИНСКОМ ПОДЗЕМНОМ ХРАНИЛИЩЕ ГАЗА
Для очистки кольматированных призабойных зон газовых скважин на
Канчуринском подземном хранилище газа рекомендуется использовать кислый
диспергатор-растворитель. Универсальность использования указанного реаген-
та обеспечивается за счет комплексного воздействия содержащихся в нем хи-
мических веществ на структурированный глинистый раствор, карбонатную
матрицу пласта-коллектора и жидкие углеводороды (компрессорные масла),
присутствующие в качестве примесей, загрязняющих призабойную зону. Про-
веденные промысловые испытания кислого диспергатора-растворителя на экс-
плуатационных скважинах, осложненных кольматацией призабойной зоны пла-
ста, позволили увеличить их продуктивные характеристики в полтора - два
раза.
Использование химически активных реагентов с целью интенсификации
добычи газа приводит к взаимодействию их с материалами обсадной колонны,
лифтовыми трубами, устьевой арматурой, и при определенных условиях соз-
даются аварийные ситуации, связанные с нарушением целостности последних.
В этой связи для оценки и прогнозирования коррозионной стойкости об-
садных колонн в условиях физико-химического воздействия на пласт на лабо-
раторной установке были исследованы статические и динамические процессы
электрохимического воздействия материала обсадной колонны с раствором со-
ляной кислоты, кислым диспергатором-растворителем и пластовой водой с
компрессорной станции Канчуринского подземного хранилища газа.
225
сторождений, которые удовлетворяют соотношениям (2)...(5) и доставляют mi
нимум функционалу (1).
Сложность решения задачи для группы месторождений обусловлена н;
личием ограничений (2), (3) и размерностью системы (5). Даже в том случа,
когда Фа1=0 и Фга=0, требуется определить оптимальные темпы закачки и отбор
газа, удовлетворяющие названным ограничениям. При большом и, т.е. есл
число месторождений в группе велико, то интегрирование систем (5) и уравш
ний для сопряженных уравнений становится затруднительным. В связи с эти:
важным является исследование структуры решения оптимизационной задачи
ее параметризации, что значительно облегчает построение оптимальной страте
гии.
Оптимальная стратегия доразработки группы истощенны
нефтяных месторождений может быть найдена с помощью теории оптимально
го управления .
Показано, что стратегия доразработки истощенных месторождений опре
деляется соотношениями параметров: а) • Ц-,>ЦГ0; в) ЦГ)=Ц-,
с) I С'ЛИго. Для определенности далее будем рассматривать случай С, т.е. npi
Цп<Цго.
В целом для группы характерны четыре периода. В первом производите,
только закачка газа при максимально возможном темпе, т.е. когда (2) являете:
равенством. Во втором начинается отбор газа с максимально возможным тем
пом ((3) - становится равенством) и в то же время продолжается закачка газа i
предельно допустимым темпом, при этом давление в некоторых месторождени
ях становится равным Ртгх и в дальнейшем поддерживается постоянным. В мо
менты времени достижения предельно допустимого давления на каком-либ<
месторождении происходит перераспределение темпов отбора и закачки газа. Е
течение этого периода давление во всех месторождениях группы увеличиваете)
до предельно допустимого значения. Третий период характерен тем, что давле
ние во всех месторождениях поддерживается постоянным (равным Ртах), а сум
'марный отбор газа равен предельно допустимому. В последний период про
должается отбор газа с тем же суммарным темпом, а закачка газа не произво-
дится ни в одно месторождение.
Отметим, что в зависимости от исходных данных некоторые периоды мо-
гут отсутствовать.
Для других случаев соотношения стоимостей, т.е. для и Цга---Ц.,, оп-
тимальные стратегии будут другими.
Проведенные исследования позволяют рассчитать оптимальные показате-
ли разработки группы месторождений, не прибегая к интегрированию основной
и вспомогательной систем уравнений.
220
мирования повышается от 50 до 110 °C. Вследствие высокой температуры газа
жидкий метанол, вводимый в поток газа, переходит в газообразное состояние и
вместе с газом через скважины поступает в пласт, равномерно заполняя весь
объем газохранилища. В настоящее время осложнений, связанных с гидратами,
при эксплуатации подземного хранилища не наблюдается, хотя случается не-
удовлетворительная работа системы автоматической подачи и распределения
метанола в период отбора газа.
УДК 622.242:622.276.012.05
Д.М. Хади, Ю.В. Зейгман
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ ВЫТЕСНЕНИЯ
РАЗЛИЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ КАРБОНАТНЫХ
КЕРНОВ МЕТОДОМ ЦЕНТРИФУГИРОВАНИЯ
Были проведены испытания различных составов жидкости глушения сква-
жин как ДЭМАН 1%, модель пластовой воды и SNSO -20 методом центрифу-
гирования. Время центрифугирования было определено опытным путем и со-
ставляет 80 минут. Это время вполне достаточно для достижения конечного
значения коэффициента вытеснения керосина раствором исследуемой жидко-
сти.
После моделирования процесса глушения и освоения были получены ре-
зультаты испытаний. Из всех испытанных растворов наилучший результат по
раствору SNSO -20 и раствору ДЭМАН-1 %. Так, по первому раствору SNSO-20
остаточный жидкость глушения скважин в кернах после моделирования глу-
шения и освоения в относительных единицах 5-9% от общего объема. Это оз-
начает что из общего объема 9 и 5% удерживаются в поровом объеме; это по-
зволяет сделать вывод, что раствор SNSO-20 не ухудшил характеристики по-
род коллектора, так как коэффициент вытеснения глушения составил 0,65 -
0,24 и после процессе освоения этот объем вытеснения остался в объеме 5-9%
от общего объема за счет проявления капиллярных сил и изменения смачивае-
мости поровых поровых каналов. По раствору ДЭМАН-1 % результат исследо-
ваний несколько хуже.
НИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ
ФЕДЕРАЦИИ
РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ТЕХНИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
РОССИЙСКИЙ ХИМИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
ИМ. ДИ. МЕНДЕЛЕЕВА
УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
КАЗАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ
Посвящается 85-летию
со дня рождения
академика В. В. Кафарова
МЕТОДЫ КИБЕРНЕТИКИ
ХИМИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
ПРОЦЕССОВ
(KXTH-V-99)
ЕЗИСЫ ДОКЛАДОВ V МЕЖДУНАРОДНОЙ НАУЧНОЙ КОНФЕРЕНЦИИ
21-22 июня 1999 г.
Том 2
Книга 2
Уфа 1999
222
УДК 622.276.031:532.5.001
В.М. Хусаинов, Н.И. Хаминов, Ю.А. Котенев, Н.В. Щербинина
НГДУ “Азнакаевскнефть” АО “Татнефть” (г. Азнакаево)
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ
ПРОДУКТИВНЫХ ОБЪЕКТОВ РОМАШКИНСКОГО НЕФТЯНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Повышение эффективности системы заводнения предусмотрено за счет
развития гидродинамических методов. Кроме непосредственной работы с на-
гнетательным фондом скважин в процессе регулирования задействованы высо-
кообводненные эксплуатационные скважины, остановка или пуск которых
обеспечивают условия глубокого циклирования. К процессам регулирования
необходимо отнести также работы по освоению под закачку части скважин в
тупиковых зонах и линзах для создания условий по рациональному изменению
направлений фильтрационных потоков. По результатам последних трех лет до-
ля нефти, добытой за счет регулирования отборов и закачки, превышает 10% от
общей добычи.
В качестве одного из самостоятельных разделов среди процессов регули-
рования необходимо выделить межскважинную перекачку пластовых вод. Уже
непосредственно на этапе внедрения было выявлено обстоятельство, значи-
тельно усложняющее технологическое решение проблемы и вместе с тем по-
зволяющее рассматривать использование подземных вод в наших условиях не
только для поддержания пластового давления, но и для существенного повы-
шения коэффициента нефтеизвлечения.
Данным обстоятельством является наличие в подземных водах рассмат-
риваемых горизонтов растворенных газов нефтяного ряда и азота. При этом со-
держание газов в подземных водах горизонта Д( и отдельных зонах горизонтов
ДП-IV соизмеримо с газовыми факторами нефтей и составляет от 0,3 до
20 м3/м3. Общее содержание углеводородных газов 60 - 75%, из них этана и
высших - от 4 до 38%. Тип газа - азотно-метановый. По существу это естест-
венные водогазовые смеси, которые определяются однозначно как одно из эф-
фективных средств для воздействия на продуктивные пласты с целью повыше-
ния коэффициента нефтеизвлечения. Возникающие при этом трудности техно-
логического плана по добыче водогазовой смеси и ее доставке в неизменном
виде к месту воздействия были успешно решены созданием жесткой системы:
водозаборная - нагнетательная скважина. Анализ проведенных модельных ис-
следований показал, что применение пластовых водогазовых смесей для воз-
действия на остаточные запасы нефти в зависимости от геолого-физической ха-
рактеристики пластовых систем, концентрации и состава газа позволяет увели-
чить коэффициент нефтеотдачи на 3,5 - 7,1%.
НИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ
ФЕДЕРАЦИИ
РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ТЕХНИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
РОССИЙСКИЙ ХИМИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
ИМ. ДИ. МЕНДЕЛЕЕВА
УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
КАЗАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ
Посвящается 85-летию
со дня рождения
академика В. В. Кафарова
МЕТОДЫ КИБЕРНЕТИКИ
ХИМИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
ПРОЦЕССОВ
(KXTH-V-99)
ЕЗИСЫ ДОКЛАДОВ V МЕЖДУНАРОДНОЙ НАУЧНОЙ КОНФЕРЕНЦИИ
21-22 июня 1999 г.
Том 2
Книга 2
Уфа 1999
224
УДК 622.276.031:532.5.001
В.И. Васильев, З.А. Хабибуллин
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ДОРАЗРАБОТКА ГРУППЫ ИСТОЩЕННЫХ НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПУТЕМ РЕГУЛИРОВАНИЯ
ЗАКАЧКИ И ОТБОРА ГАЗА
Представляет интерес постановка задачи о доразработке группы исто-
щенных нефтяных месторождений, в которые с целью интенсификации добычи
нефти закачивается газ.
При постановке задачи необходимо учесть как максимальную производи-
тельность компрессорной станции, так и максимально возможное количество
газа, которое будет приобретать потребитель.
Такая задача актуальна для нефтегазодобывающего предприятия, кото-
рое заинтересовано в получении максимального эффекта от доразработки ме-
сторождений с поддержанием пластового давления путем закачки газа.
При этом эффективность доразработки группы месторождений следует
оценивать функционалом
Т п
I = ~ JУ (Цн^И! ~ ЦгзЧгЭ + Uro^rot — 3j)dt —> min , 0 у
0 1
где п - количество месторождений в группе; i - номер месторождения.
Ограничения на темпы закачки, отбора газа и текущие пластовые давления
имеют вид
Ф01=1чп,-Оз50; (2)
1
° ’ О)
Ф.-РгР^О i 1= (4)
Динамика основных показателей разработки описывается системой:
^‘-атДн, V,(0)= V0, j
p.(°) = P°' (5)
dt V । L
i = T, И j
Задача определения оптимальной стратегии разработки заключается в таком
выборе функций qnl(t), qroi(t) и соответствующих им показателям разработки ме-
НИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ
ФЕДЕРАЦИИ
РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ТЕХНИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
РОССИЙСКИЙ ХИМИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
ИМ. ДИ. МЕНДЕЛЕЕВА
УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
КАЗАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ
Посвящается 85-летию
со дня рождения
академика В. В. Кафарова
МЕТОДЫ КИБЕРНЕТИКИ
ХИМИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
ПРОЦЕССОВ
(KXTH-V-99)
ЕЗИСЫ ДОКЛАДОВ V МЕЖДУНАРОДНОЙ НАУЧНОЙ КОНФЕРЕНЦИИ
21-22 июня 1999 г.
Том 2
Книга 2
Уфа 1999
226
УДК 622.276 031:532.5.001
Р.М. Галеев
Уфимский филиал ЮганскНИПИнефть (ВНИИЦ «Нефтегазтехнология», Уфа)
ОБЪЕКТНАЯ СИСТЕМА ХРАНЕНИЯ ДАННЫХ
Нефтегазодобывающее управление (НГДУ) и его производство пред-
ставляют собой сложную производственно-технологическую организацию, в
которой решающая роль отводится системе оперативного управления техноло-
гическим процессам нефтедобычи. При этом оперативное управление основы-
вается на многочисленной геолого-промысловой, технологической, техниче-
ской информации, представляющей собой сложную систему неструктуриро-
ванных данных.
Во ВНИИЦ разработана собственная система хранения информации Well
Data (WAD), основанная на объектно-ориентированной модели данных. Прин-
ципиальное отличие данной модели от реляционной состоит в том, что в реля-
ционной системе управления базами данных (СУБД) информация
“разбирается” на составные элементы, которые помещаются в реляционные
таблицы, что отрицательно сказывается в производительности, в то время как в
объектной СУБД информация заносится в базу “как есть”, целиком. Система
хранения информации WAD обеспечивает высокую эффективность: быстрая
обработка запросов, компактное хранение информации, нетребовательность к
машинным ресурсам. Основная идея WAD - это аналог динамической памяти
на диске. С использованием данной базы данных во ВНИИЦ разработаны экс-
пертные системы построения различных геологических карт, профилей, разре-
зов, планшетов геофизических исследований скважин (ГИС), расчета рента-
бельности, отчеты по госплановским формам, расчеты эффективности приме-
нения методов увеличения нефтеотдачи (МУН). По каждой скважине можно в
удобной графической форме проанализировать историю разработки (смена на-
сосов, состояния по фонду, причины остановок, характер работы, объемные по-
казатели добычи/закачки), текущее состояние скважины, каротажные кривые,
интерпретации геофизических исследований, оценить извлекаемые запасы,
провести расчет рентабельности планируемых геолого-технических мероприя-
тий (ГТМ).
227
УДК 622.276.031:532.5.001
А.А. Владимиров. Н.В. Пестрецов
Уфимский филиал ЮганскНИПИнефть (ВНИИЦ «Нефтегазтехнология», Уфа)
АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВКИ
ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
ОАО «ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ» И РАЗРАБОТКА КОНЦЕПЦИЙ
ПО ЕЁ ДАЛЬНЕЙШЕМУ ВНЕДРЕНИЮ
На основе анализа существующих схем предварительного обезвоживани
нефти на месторождениях Западной Сибири и других регионов были разрабо
таны технология и технические решения по реализации в промысловых услови
ях процесса предварительного сброса воды. Промышленная эксплуатация тех
нологии и технических средств предварительного сброса воды на ДНС-7 Теп
ловского месторождения и ДНС-1 Петелинского месторождения (по вариант;
путевого сброса) позволила подтвердить возможность осуществления предва
рительного обезвоживания продукции скважин как на объектах сбора - ДНС
так и непосредственно в системах сбора.
Процесс испытаний технологии сброса воды позволил выявить основны,
требования, которые необходимо учитывать и соблюдать как на стадии разра
ботки технологии, так и в процессе эксплуатации. Соблюдения в процессе эти:
требований выдвинуло на первый план и необходимость оптимизации техноло
гических режимов, которые обеспечивали бы высокую надежность и стабиль
ность процесса предварительного обезвоживания с требуемыми показателям!
качества разделения на нефть и воду в соответствии с изменяющимися пара
метрами продукции скважин а процессе добычи.
В состав параметров оптимизации процесса включены: расход реагента
температура процесса, время контактирования реагента с нефтяной эмульсией
агрегативная устойчивость эмульсии. Конечным результатом оптимизирован
ного процесса предварительного сброса воды является получение воды с со
держанием КВЧ не более 50 мг/л.
Преимуществом предложенной технологии является достижение качеств;
воды при минимальных капитальных и эксплуатационных затратах, что дости
гается в большей степени новыми технологическими решениями по сравнении
с традиционными, металлоемкими решениями по реализации предварительной
сброса воды непосредственно на месторождениях.
Оптимизация процесса показала возможность достижения высоких техни
ко-экономических показателей при эксплуатации систем сбора и ППД на ме
сторождениях ОАО «Юганскнефтегаз».
228
УДК 622.276.031:532.5.001
Р.З Урманов, Т.Ф. Манапов, В.В Николенко
Уфимский филиал ЮганскНИПИнефть (ВНИИЦ "Нефтегазтехнология", Уфа)
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ СРОКОВ СЛУЖБЫ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
И ДИНАМИКИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН-ДУБЛЕРОВ
Срок службы нефтяных скважин ограничен рядом факторов, основными
из которых являются.
- физический износ (коррозия) эксплуатационных колонн;
- аварии скважинного оборудования ("полеты" на забой и прихваты насосов
и насосно-компрессорных труб),
- дефекты, допущенные при строительстве скважин. Для извлечения запасов
нефти, которые остаются в пласте вследствие выбытия скважин из эксплуа-
тации, бурятся скважины-дублеры. С целью определения их количества и
сроков бурения необходима оценка среднего срока службы скважин на ме-
сторождении.
Имеющиеся методики, как правило, базируются на фактических данных
длительной эксплуатации месторождений, когда имеется представительная ста-
тистика ликвидации скважин На более ранних стадиях подходы не применимы
(в частности, для месторождений Западной Сибири, которые эксплуатируются
в основном не более 30 лет).
В данной работе для прогноза среднего срока эксплуатации скважин при-
менялась одна из составляющих распределения Вейбулла:
Ц^а.Хо*^1, ’ (1)
где X(t) - вероятность наступления аварии на скважине в t-м возрасте ("коэффи-
циент аварийности" фонда скважин, находящихся в эксплуатации с
момента окончания бурения t лет);
Хо - вероятность наступления аварии на скважине в период ее «нормать-
ной» работы скважины (коэффициент «нормальной» аварийности
фонда скважин):
а - коэффициент, характеризующий темп роста аварийности скважин
Путем последовательного приближения значений коэффициента аварий-
ности, рассчитанных по формуле Вейбулла, к фактическим значениям за счет
изменения коэффициента а находим значение коэффициента а, при котором
формула (1) наиболее точно описывает фактическую динамику аварийности.
Экстраполированные на перспективу по формуле (1) значения коэффициента
аварийности позволяют определить прогнозные значения максимальных и
средних сроков эксплуатации скважин месторождения.
229
УДК 532.526
Э.В. Галиакбарова, Л.А. Насырова
Уфимский государственный нефтяной технический университет,
Институт механики УНЦ РАН (Уфа)
ИНЖЕКЦИЯ ВОДЫ В ПОРИСТУЮ СРЕДУ,
НАСЫЩЕННУЮ ПАРОМ
Технология извлечения тепла из подземных недр предполагает добыч;
теплоносителя, обычно горячей воды или пара, из подземного высокотемпера
турного резервуара, представляющего собой пористую и проницаемую породу
Один из способов извлечения этого тепла базируется на создании искусствен
ных циркулярных систем посредством закачки воды в нагретые проницаемьп
породы и последующее извлечение этого теплоносителя. Однако отсутствую'
надежные схемы расчетов физических процессов, связанных с движением i
фазовыми превращениями теплоносителя в резервуаре. Некоторые аспекть
этой проблемы изучены в работах [1-4].
Рассмотрена задача о закачке воды в нагретые пористые среды, насы
щенные паром. Предполагается, что фазовые превращения полностью происхо
дят на фронтальной границе, разделяющей области насыщения водой и паром
В [4] эта задача рассматривалась в линейной постановке, и тем самым и
рассмотрения выпал случай, когда при распространении тепла в зои<
фильтрации воды доминирующей является конвекция.
Возможны два режима закачки. Для первого режима, реализующегося
при достаточно больших перепадах температуры между исходной температу
рой пласта и температурой закачиваемой воды, на границе фазового переход:
происходит конденсация пара. При этом давление на границе фазовых перехо
дов становится ниже исходного давления пласта, и в профилограмме давления
возникает «яма», а для второго режима, наоборот, происходит испарение зака
чиваемой воды. Установлен критерий, разделяющий эти два режима. Полученс
также условие, когда эволюция поля температуры определяется, в основном
конвективным переносом и распределение температур как в зоне фильграци)
воды, так и в зоне фильтрации пара, они однородны, а температурные перепадь
в пористой среде реализуются в тонком слое вблизи границы фазовых перехо
дов. Для этого случая построены автомодельные решения для плоской и ради
альной задач.
Список литературы
1. Garg S.K., Pritchett J.W. // Cold water injection into single-and two-phase geo
thermal reservoirs.// Water Resour. Res. 1990. V.26. № 2. P.331-338.
2. Pruess K. // Grid orientation and capillary pressure effects in the simulation о
water injection into depleted vapor zones.// Geothermics. 1991. V.20. №5/6
P.257-277.
230
3 Сыртланов В.Р., Шарапов В.ILL Фильтрация кипящей жидкости в пористой
среде // ТВТ. - 1994. - Т.32. - №1. - С. 87-93.
4. Бармин А.А., Цыпкин Г.Г.О движении фронта фазового перехода при
инжекции воды в геотермальный пласт, насыщенный паром //ДАН - 1996 -
Т. 350.-№2. - С. 195-197.
УДК 532.526
Ю.А. Котенев
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ
ЗАПАСОВ НЕФТИ
В соответствии с имеющимися в практике нефтедобычи представлениями
о трудноизвлекаемых запасах углеводородов выделяется несколько групп объ-
ектов - запасы нефти в карбонатных, низкопроницаемых и глинистых коллек-
торах, запасы подгазовых и водонефтяных зон, коллектора с пониженным не-
однородным нефтенасыщением, а также месторождения высоковязких нефтей.
Применяемые для их разработки традиционные системы, созданные дм
гранулярных коллекторов и средневязких нефтей, в данных геолого-
физических условиях оказываются неэффективными. Вместе с тем. обобщение
теоретических, экспериментальных и опытно-промышленных исследований
показывает, что повышение эффективности разработки месторождений с труд-
ноизвлекаемыми запасами, в первую очередь, связано с разработкой и внедре-
нием комплексных гибких технологий извлечения углеводородов, позволяю-
щих варьировать характером (гидродинамическое, физико-химическое, биогео-
технологическое, термическое и их комбинации) и величиной воздействия на
остаточные запасы, дифференцированно и направленно в зависимости от
структурного построения конкретной пластовой системы. По данным эксперт-
ных оценок ведущих специалистов и разработок, прошедших промышленные
испытания, прирост коэффициента конечной нефтеотдачи может составить 8-
10%, что позволит дополнительно добыть из недр России 1,7-2,2 млрд, т ценно-
го углеводородного сырья. Вместе с тем успешность внедрения того или иного
метода находится в тесной связи с надежностью геолого-технологического,
технико-экономического и информационного сопровождения, внедряемых на
объектах МУН.
Комплексное геолого-технологическое сопровождение ведется на всех
этапах проведения работ: геолого-промыслового обоснования выбора объектов,
контроля за проведением процесса оценки технологической эффективности
метода, разработки рекомендаций по совершенствованию технологий.
231
Применяемые методы исследований: геолого-промысловый анализ, ка]
тирование остаточных запасов, корреляционный анализ взаимодействия скв
жин, геолого-статистическое моделирование.
Предлагаемый комплекс включает уточнение геолого-технологическс
характеристики воздействия МУН и характеристики текущего состояния разр
ботки.
УДК 532.526
А.В. Кравцов, Н.В, Ушева. О.Е. Мойзес, Е.А. Кузьменко
Томский политехнический университет (Томск)
КОМПЬЮТЕРНЫЙ АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИИ ПЕРВИЧНОЙ
ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
Достижения в области современных компьютерных технологий позвол:
ют решать задачи анализа, оптимизации, повышения эффективности дейс
вующих установок первичной подготовки нефти (УПН) и создания систем а:
томатизированного проектирования (САПР) путём разработки информационш
моделирующих систем (ИМС). Применение ИМС отличается от традиционны
методов математического моделирования комплексностью, наиболее удобны
для пользователя интерфейсом, использованием современных операционны
сред.
Основными модулями разрабатываемой нами ИМС УПН являются пр<
цессы сепарации, каплеобразования, отстаивания и другие. При этом матемап
ческие модели данных процессов основаны на их детальных физике
химических закономерностях. Только в этом случае математическое моделире
вание является источником новых знаний и эффективным средством прогноз!
рования процессов первичной подготовки нефти.
Математические модели процесса сепарации строятся на сочетании тее
ретически выведенных уравнений и зависимостей, полученных путем обрабо-
ки экспериментальных данных. Такое сочетание неизбежно, так как по свос
физико-химической сущности процесс сепарации является сложным многокок
понентным процессом. Для определения влияния обводненности нефти на ра<
пределение компонентов между газовой и жидкой фазами в математическс
описание введены зависимости расчета констант фазового равновесия в сисп
ме газ-нефть-вода.
При составлении математических моделей каплеобразования и отстаив:
ния в основу были положены уравнения, характеризующие кинетику npouei
сов массообмена и коалесценции, а также эмпирические уравнения по расчет
параметров течения жидкости, определению размеров глобул воды и др.
232
Для разработки математических моделей и проверки моделей на адекват-
ность были использованы экспериментальные данные, полученные с месторо-
ждений АО «Томскнефть»: Лугинецкого, Игольско-Талового, Западно-
Полуденного и др. Кроме того, нами проведены исследования физико-
химических свойств нефти и состава газа на установках первичной подготовки
нефти Васюганского НГДУ .
На разработанной ИМС исследовано влияние различных параметров:
температуры, давления, числа сепараторов в установке, физико-химических
свойств сырья, обводненности, концентрации химического реагента на техно-
логические показатели установок первичной подготовки нефти. При этом уста-
новлено, что температура и давление являются основными управляющими па-
раметрами процесса сепарации. Комбинируя режимы проведения процесса на
УПН, можно добиться требуемого качества нефти и газа.
ИМС имеет модульную структуру с удобным для пользователя интер-
фейсом (систему меню, позволяет осуществлять ввод данных с клавиатуры, вы-
водить графические изображения на экран). Каждый модуль может работать в
автономном режиме, моделируя отдельные процессы первичной подготовки
нефти.
Разработанная ИМС ориентирована на конкретные задачи Западно-
Сибирского региона, адаптирована к составам нефтей данного региона, предна-
значена для расчета материальных потоков, оптимизации и прогнозирования
работы УПН и создания САПР.
УДК 532.526
З.М. Хусаинов, Н.П. Силищев, Р.М. Самматов, С.Т. Пашин
Научно-производственное предприятие «Биоцид» (Уфа)
ЭКОЛОГИЧЕСКОЕ И ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ЗНАЧЕНИЯ
МИКРООРГАНИЗМОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
В процессах бурения и заводнения нефтяных пластов происходит внесе-
ние в пласт микроорганизмов различных физиологических групп, содержащих-
ся в буровых растворах и закачиваемой воде. При этом в призабойных зонах
скважин и в продуктивном пласте формируется биоценоз, в состав которого
входят различные виды микроорганизмов, преобладающими среди которых яв-
ляются гетеротрофные бактерии: углеводородокисляющие, сульфатвосстанав-
ливающие, денитрифицирующие и т.п. Экспериментально основные виды бак-
терий обнаруживаются в закачиваемых и добываемых водах месторождения,
что позволяет высказать предположение о распространенности их по всей сис-
233
теме пласт-скважина-наземное оборудование. Высокой бактериальной зара
•ценностью характеризуются практически все месторождения Урало-Поволжы
и Западной Сибири, вступившие в позднюю стадию разработки. Так, на Арлан
ском, Уршакском, Туймазинском, Алехинском, Каминском и других месторо
ждениях общее количество гетеротрофных бактерий доходит до 104-107 клетог
в 1 см3. Так, например, в подтоварных водах Алехинского и Каминского неф-
тяных месторождений содержание аэробных гетеротрофных бактерий состав-
ляет 6,0 105—1,3 106, углеводородокисляющих бактерий - 2,5-6,0 102, денитри
фицирующих бактерий - 2,5 103-2,5 1 04, анаэробных сульфатвосстанавливаю
щих бактерий 2,5-6,0 10J клеток в 1 см3. Наличие и жизнедеятельность естест-
венных микроорганизмов в системе пласт-скважина-наземное оборудование
является причиной появления различных видов биоповреждений, приводящих i
значительным экологическому и экономическому ущербам. К основным видал
биоповреждений относятся:
- отложения из биообразований (микробные тела, слизь и др.) на поверх-
ности порового пространства продукгивного пласта, значительное ухудшение
фильтрационных характеристик призабойной зоны, степени выработки пластог
и снижение нефтеотдачи. Применение периодических биоцидных обработок н:
подобных месторождениях позволяет восстановить проницаемость породы
увеличить охват пласта заводнением и получить прибыль за счет дополнитель-
но добытой нефти и снижения обводненности добываемой продукции;
- образование вторичного сероводорода, скорость которого составляет 10-
86 мкг S2' /(дмэсут). При общей средней зараженности месторождения за го:
прирост сероводорода составляет 0,3-5,1 мг/дм3 или 4,2-71,4 т в год. Ежегодны!
прирост сероводорода может достигнуть десятков тысяч тонн в год. Сероводо-
род, циркулируя в системе пласт-скважина-наземное оборудование, при ава-
рийных ситуациях, негерметичности оборудования загрязняет воздух, почву
наземные и подземные воды и отрицательно влияет на флору, фауну и здоровье
населения, проживающего в районах нефтедобычи;
- биологическая деструкция и снижение эффективности нефтевытес-
няющих агентов, применяемых для увеличения нефтеотдачи пластов (ПАВ, по-
лимеры и композиции на их основе). В лабораторных условиях показана воз-
можность биологической деструкции сульфонола под действием музейных г
накопительных культур микроорганизмов, выделенных из нефтепромысловы»
вод опытного участка Мишовдагского месторождения. Выполнен синтез новы>
реагентов класса 1,3-оксазолидинов и других азотсодержащих соединений, оп-
ределена их биоцидная активность, показана в лабораторных условиях эффек-
тивность ряда наиболее активных реагентов для стабилизации от биоповрежде-
ния сульфонола под действием микроорганизмов нефтепромысловых вод Ис-
следовано влияние биоцида на сульфатредукцию и биостойкость сульфонола
Показано, что товарный образец биоцида обеспечивает полное подавление
сульфатредукции в концентрации 80 мг/дм3. При смешивании сульфонола (
биоцидом антибактериальные свойства биоцида усиливаются. Установлено, чт<
полное предотвращение биоразрушения сульфонола высокоактивной накопи-
234
тельной культурой микроорганизмов Мишовдагского месторождения обеспе-
чивается при концентрации биоцида 175-200 Mr/uMJ. Проведены промысловые
испытания технологического процесса применения сульфонола с добавкой реа-
гента для защиты от биологической деструкции. Так, биоцидная защита суль-
фонола от биодеструкции при его применении для увеличения нефтеотдачи по-
зволяет получить прибыль за счет сокращения расхода нефтевытесняющего
агента и повышения его бактерицидной и нефтевытесняющей способности;
- коррозионные разрушения оборудования, трубопроводов в результате
жизнедеятельности микроорганизмов в различных технологических средах. В
нефтедобывающей промышленности особенно велик экономический и эколо-
гический ущерб за счет жизнедеятельности микроорганизмов из-за сокращения
сроков службы трубопроводов и резервуаров, аварийных ситуаций и т.п. Ско-
рость коррозии металлов в системе заводнения в результате воздействия корро-
зионноопасных микроорганизмов возрастает от 3-х до 17 раз, при этом сроки
службы оборудования сокращаются до 0,5-2 лет. Наличие микроорганизмов и
биопленок снижает эффективность ингибиторной защиты, что приводит к до-
полнительным затратам. В результате аварийных порывов загрязняются почва,
воздух, водные ресурсы.
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СООБЩЕНИЯ
236
УДК 66 01+658 (043.2)
Т.А. Бакиев
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ПРОБЛЕМЫ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ ТЕРМОСИФОННОГО
ДООХЛАДИТЕЛЯ ПРЯМОГОННОГО БЕНЗИНА
На сегодняшний день на предприятиях нефтегазохимической промыш-
ленности существует проблема охлаждения технологических потоков при ма-
лом температурном напоре. Такое положение складывается в силу различных
причин, но в основном из-за малоэффективной работы существующих видов
теплообменной аппаратуры в данных условиях.
Примером может служить необходимость доохлаждения прямогонного
бензина от 50-70 до 35°С, так как прямогонный бензин поступает в резервуары
после погружных теплообменников со средней температурой 50...70сС, что
приводит к его испарению при хранении, а также отсутствию конденсации уг-
леводорода С5Н]2, являющегося ценным продуктом, и, как следствие, его поте-
рям.
Для достижения поставленной задачи спроектирован теплообменный ап-
парат на базе термосифонов весьма эффективных для данных условиях. В ходе
проектирования возникла необходимость решения конструктивной задачи за-
крепления термосифонных трубок на разделительной плите с обеспечением
прочности и герметичности соединения для предотвращения перетоков сред. С
учетом технологии изготовления термосифонов и возможностей машинострои-
тельного завода было решено применить резьбовое соединение.
Характерной особенностью эксплуатационных условий на нефтегазохи-
мических производствах является коррозионно-агрессивная среда и наличие
конденсата водяного пара. В связи с этим при проектировании аппаратов необ-
ходимо обращать внимание на выбор материалов, а для теплообменной аппара-
туры также упитывать теплопередающие свойства. Для решения проблемы за-
щиты от коррозии нефтегазохимического оборудования создано и внедряется в
производство защитное покрытие под рабочим названием ГТМ-РБ, обладаю-
щее весьма ценными свойствами и предназначенное для антикоррозионной за-
щиты внутренней и внешней поверхности трубопроводов и нефтегазохимиче-
ской аппаратуры, работающей в среде агрессивных газов, растворов кислот, во-
ды, сероводорода, солей жиров, нефти и нефтепродуктов, хлора, аммиака, жид-
кого азота, карбамида.
237
УДК 681.325
В.В. Пашинский
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ МАКЕТА
ЦИФРО-АНАЛОГОВОГО ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯ
С ШИРОТНО-ИМПУЛЬСНОЙ МОДУЛЯЦИЕЙ
Цифро-аналоговый преобразователь с широтно-импульсной модуляцие!
(ЦАП ШИМ) служит для выработки кодов коррекции погрешностей преоб
разования АЦП повышенной точности и надежности. Схема АЦП построен;
таким образом, что точностные характеристики ЦАП ШИМ переносятся н;
АЦП.
К ЦАП ШИМ предъявляются низкие требования по времени преобразова-
ния, т.к. ЦАП ШИМ не участвует в рабочем преобразовании. Это позволилс
построить схему ЦАП ШИМ с относительно небольшими аппаратными за-
тратами. Большими достоинствами синтезированной схемы ЦАП ШИМ яв-
ляются ее высокая надежность, что повышает общую надежность АЦП, и от-
сутствие необходимости каких-либо настроек и подстроек как в процессе из-
готовления, так и в процессе эксплуатации. Дополнительным преимуществом
схемы является минимум аналоговых элементов и невысокие требования г
их точности.
В процессе экспериментальных исследований исследовались дифферен-
циальная нелинейность и погрешность преобразования 12-разрядного ЦАП
ШИМ при опорных напряжениях +10 В и -10 В.
Экспериментальные исследования 12-разрядного ЦАП ШИМ показали,
что во все.м диапазоне выходного напряжения отклонение приращения вы-
ходного напряжения при увеличении преобразуемого кода на единицу млад-
шего разряда не превышает 0,5 от расчетной величины. Для 12-разрядного
ЦАП ШИМ приращению кода на единицу младшего разряда соответствует
приращение выходного напряжения 100% : 4096 ~ 0,025%. Таким образом,
дифференциальная нелинейность исследованной схемы не превышает
0,025% • 0,5 = 0,0125%. Также измерения показали, что погрешности ЦАП
ШИМ во всем диапазоне выходных напряжений не превышают ±0,05%.
238
УДК 681.325
В.В. Пашинский
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
СИНТЕЗ СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ БЫСТРОДЕЙСТВУЮЩЕГО
АЦП С ПОВЫШЕННЫМИ ПОКАЗАТЕЛЯМИ ТОЧНОСТИ
И ПАРАМЕТРИЧЕСКОЙ НАДЕЖНОСТИ
На основе теоретических и экспериментальных исследований была разрабо-
тана структурная схема АЦП, обеспечивающая достижение высоких характе-
ристик.
АЦП имеет два режима работы:
1) режим преобразования, в котором АЦП преобразует входное напряжение в
код с использованием кодов коррекции погрешностей преобразования ( в даль-
нейшем тексте - '' кодов коррекции”) доя повышения точности преобразования,
2) режим коррекции, в котором вырабатываются коды коррекции.
При первоначальном включении АЦП должен перейти в режим коррекции, в
котором должны быть выработаны все коды коррекции.
После первоначальной выработки кодов коррекции АЦП переходит в режим
преобразования. Вся дальнейшая работа АЦП состоит из чередующихся цик-
лов преобразования и циклов коррекции.
В качестве источника эталонного напряжения для выработки кодов коррек-
ции служит прецизионный ЦАП. К нему пе предъявляются требования по бы-
стродействию, что облегчает его схемную реализацию.
Так как уходы параметров элементов АЦП, определяющих величину по-
грешности преобразования, происходят относительно медленно, то период об-
новления кодов коррекции может быть выбран относительно большим (напри-
мер, 10 с.). Поэтому в АЦП после первоначальной выработки всех кодов кор-
рекции подряд без перехода в режим преобразования при последующей работе
происходит чередование длительных циклов режима преобразования, в кото-
рых производится много преобразований, и коротких циклов режима коррек-
ции, в которых производится выработка и запоминание одного кода коррекции
Для уменьшения непроизводительных потерь времени на коррекцию примерно
до 1% от всего времени работы АЦП совмещены во времени процесс работы
АЦП в режиме преобразования и выработка прецизионным ЦАП эталонного
напряжения для следующего никла коррекции.
Для уменьшения времени преобразования АЦП времена определения четы-
рех старших разрядов выходного кода сделаны разными в соответствии с ре-
ально необходимыми минимальными временами для определения значения ка-
ждого из этих разрядов. При этом более старшему разряду соответствует боль-
шее время. Значения остальных разрядов определяются за равные промежутки
времени. В режиме коррекции используются младшие разряды схемы последо-
вательного приближения. Определение их значений происходит за те же малые
промежутки времени, что и в режиме преобразования. Это упрощает схемную
239
реализацию АЦП и уменьшает время выработки одного кода коррекции и,
ответственно, потери времени на режимы коррекции.
Устройством, в основном определяющим величину погрешности преоб
зования АЦП, является прецизионный ЦАП. Так как структурная схема AJ
разработана таким образом, что прецизионный ЦАП может иметь больп
время преобразования, то в качестве его рационально применить ЦАП с п
межуточным преобразованием кода в скважность импульсов. Такой ЦАП об
дает высокой точностью, малым объемом аналогового оборудования и высо!
параметрической надежностью.
УДК 681. 325
В.В. Пашинский
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
СПОСОБЫ ПОВЫШЕНИЯ ТОЧНОСТИ
ПРЕОБРАЗОВАНИЯ АЦП
При структурных методах повышения точности добиваются путем из»
нения структуры устройства, введения новых узлов или операций при coxpai
нии неизменными основных АЦП с имеющимися у них характеристиками.
В соответствии с видами погрешностей структурные методы повышен
точности делятся на две группы: уменьшения случайных и систематических i
грешностей.
Случайные пог- юности преобразования создаются всегда за счет пом
источник которых находится как внутри АЦП, так и вне его. В первом слу1
погрешности принято называть инструментальными и уменьшать их значег
можно, во-первых, улучшая качество элементов АЦП и, во-вторых, осущес
ляя статистическую обработку результатов преобразования. Во втором случ
т е. при поступлении на вход АЦП сигнала с помехой, уменьшения влиял
помех можно достигнуть как при использовании статистической обработки ।
зультатов преобразований, так и при интегрировании входного сигнала
Структурные методы более перспективны и применимы при любом каче.
ве узлов. Для АЦП наиболее подходит метод образцовых сигналов. Этот мет
состоит в том, что для умен- шения систематических погрешностей использу
ся дополнительная информация, получаемая в результате преобразования э-
лонных входных величин. Могут быть два пути использования этой инфорь
цни применительно к АЦП:
1) введение поправок по результатам преобразования эталонных напряжен!
т е. осуществление коррекции абсолютных значений систематических погре
ностей;
240
2) введение системы самонастройки реальной характеристики кодирования
АЦП, при которой результаты преобразования эталонных напряжений исполь-
зуются в замкнутой системе самонастройки, обеспечивающей изменения ре-
альной характеристики кодирования, т.е уменьшение систематических по-
грешностей
Для учета или ликвидации систематических погрешностей могут быть ис-
пользованы самые различные методы и схемы, которые по технике выполнения
можно разбить на три группы: цифровые, аналоговые и аналого-цифровые, яв-
ляющиеся сочетанием первых двух.
Положительным свойством метода поправок является принципиальная воз-
можность введения поправки при любом виде функций кодирования и возмож-
ность хранения таблицы поправок в ЗУ.
При использовании методов самонастройки в АЦП предлагается вводить
дополнительные регулируемые элементы, обеспечивающие такое воздействие
на передаточные функции отдельных узлов АЦП, при котором происходит
уменьшение систематических погрешностей при любом виде напряжения.
УДК 681.325
В.В. Пашинский
Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа)
РЕАЛИЗАЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ И ВЫЧИСЛЕНИЙ
САМОКОРЕККТИРУЮЩИХСЯ АЦП ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНЫХ
ПРИБЛИЖЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ МИКРОЭВМ
Все необходимые преобразования кодов можно реализовать в однокристаль-
ных контроллерах, при этом все требования выполняются программно в циф-
ровом процессоре системы, а ЦАП подключаются к портам контроллера или
дополнительным внешним программно-доступным регистрам. Могут использо-
ваться и внутренние регистры, имеющиеся во многих микросхемах ЦАП. Кро-
ме того, должны предусматриваться программно-доступные регистры (порты
вывода) управления коммутатором, выполняющие функции регистра режима
периферийного блока, и доступный для ввода регистр состояния, хранящий
значения ответа схемы сравнения и информацию о готовности к обмену.
Недостаток программной реализации цифровых преобразований - низкое
быстродействие и большая загрузка процессора
Повышение быстродействия в режиме преобразования, а также снижение за-
грузки центрального процессора системы возможно за счет распараллеливания
выполнения фрагментов алгоритма при реализации всех или некоторых опера-
ций контроля и коррекций периферийными блоками - программируемыми со-
241
процессорами или устройствами с аппаратной реализацией необходимых пре
образований.
Поправки можно вычислять как в процессе преобразования для текущее
кода, так и предварительно, перед преобразованием для всех возможных кодо
NCT и хранить поправки в запоминающем устройстве ЭВМ. В последнем случа
время АЦ-преобразования мало отличается от соответствующих значений дл
схем без коррекции при том же числе разрядов, так как формирование адрес
NKop по коду Ncr и считывание NKOp из памяти можно выполнять одновременно
кодированием младших разрядов. Если заранее вычисляются только разрядны
погрешности то для ЦДЛ сравнительно невысокого быстродействия вы
числение NKop также укладывается во время преобразования младших разряде
и выполняется параллельно с ним. Однако загрузка микро-ЭВМ остается зна
чительной .
Увеличить производительность системы при некотором увеличении вре
мени контроля возможно при использовании периферийного ОЗУ корректи
рующих кодов.
АЛФАВИ ТНЫЙ УКАЗА! ЕЛЬ ИМЕН
Абдеев Р.Г 42 Будилов И.Н 151 Годовский Д.А. .. 52
Абдрахимов Ю Р. 95, Булатов И.С 107 Головина Ю.Б. ... 36
99, 106 Бурдыгина Е.В. . 77 Гольянов А.А. ... 156
Абдрахимова Буренин Д.В 27 Гольянов А Н. ... 156
Л.Ю 106 55 Греб А.В 51
Абдуллин Н.В. 163 Быков Л.И 160 Григорчук Т.И. .. 57
Абдюшева С.Р. .. 104 Быковский Н.А. . 12 80
Абузова Ф.Ф 144, Вагапов С.Ю 9 Гумеров К.М 148
154 Вайншток С.М... 76 Гумеров О.А 193
Авдеев А.В 198 Ванчухина Л.И. . 134 Давлетшина С.М 116
Авдеева О.Б 20, Васильев В.И. ... 185 Данилова Е.В. ... 119
40, 121, 122, 123 202, 224 Домрачев Е.Н. ... 140
Автахов З.Ф 160 Васильева Л.И. .. 80 Дубовик ИР’ 88,
Азметов Х.А 148 Васильева Л ,Н. .. 198 94
Акбашев Р.Г 118 Ветров А Н 86 Дудов АН 208
Александрова Вислогузов Д.Ю. 71 222
С.А 163 Владимиров А. А. 227 ДупясоваМВ. ... 20
Алушкина Т В. 4 Водопьянов В.В. 89 40, 53
Андреев В.Е 76 Гадельшин Р.З. 153 Дьяков ДА. 134
Антипов А.И. .... 146 Газиев Р.Р 22 Евдокимов Г.И. .. 4
168 24 Евдокимова Н.Г. 22
Асадуллин Р.М. .. 104 ГазизовА.Ш. .... 178 Евтушенко Е'В. .. 66
Асмоловский 183, 187 Евтюхин Н.А 77
ВС 206 Гайдукевич А К. 19 Егоров В И ю,
Атнабаев З.М 198 Галактионова 38
Афанасьев Н.В. .. 8 Л.А 183, 187 Жданова Т Г 30
Ахмадеев НА. ... 19 Галеев Р.Г 103 59
47, 48 Галеев Р.М 226 Жернаков ВС. .. 151
Ахмерова Э Р ... 176 Галеева Г.Р 124, Зайнуллин Р С. 50
Ахунов Р.Я 63 125 Закирничная
Бабакина Е.В 70 Галиакбарова М.М ..25, 52
Бажайкин С.Г. ... 138 Э.В 229 Закиров О.А 51
Байков И.Р 139 Галимов Б.А 9 Зарипов Р.М 172
Бакиев Т А 236 Галлямов А.А. ... 30 Захаров А.В 12
Бакирова А.В. ... 99 Гаррис Н.А 157 Захаров Н.М 4
115 Гаскаров Н.Х 148 Захарова Е.А 93
Баранов А.А 218 Гафаров Ш.А 75, Зейгман Ю В. .. 186,
219 178, 179 220
Бахтизин P H 164 Гафарова З.Р 75 Зенцов В Н 16
205 Герасимов А.В. .. 217 Зюрин В.Г 206
Бачин С.И 194 Гимаев Р.Н. ...... 124, Ибрагимов И.Г. .. 13,
Баширов М.Г. ... 7 125 15
Беляев С.В 107 Глазунов В.И. ... 103, Ибрагимов Н.Г. .. 185
Бугай Д.Е 29 124,125 Ибрагимова Р .Р. . 101
243
Иванов Д А 219 Лапшин В.Н 83 Палюх Б .В 86
Игдавлетова М.З. 196 Латыпов А.Г 218 Пашин С Т 232
Иляева М.А 49 Лебедева С.Л 144 Пашинский В.В. 210,
Инсафутдинов Лейберт Т.Б 113 237, 238, 239, 240
А.Ф 42, 44 Ленченкова Л.Е. 181 Персиян цев М Н . 177,
Исламов Р.А 204 206 193,200
Исламов Р.Г 176, Лобанов В.В 22 Пестрецов Н.В. .. 227
180, 190, 199 Лукьянова И.Э. .. 150 Пономарев А.И. 189
Исмагилов Т.А. .. 196 Макаренко О.А. . 9 205
Ишемгужин Е.И. 210 Максютов М.И. .. 95 Прохоров А.В. . .. 47,
Кабиров М.М 177 Манапов Т.Ф 228 48
Калиновский Маслов А.С 209 Рафиков С.К 140,
Ю.В 214 Мастобаев Б.Н. .. 164 163
Камалтдинов Матвеев И.Л 42 Рахманкулов
А.А. 134 Мешалкин В.П. .. 107 ДЛ 29
Кантемиров И.Ф. 171 Миндубаев И.А. . 37 Рахманкулов
КантюковР.А. ... 107 Мифтахова А.М. 91 Элвин Д 16
Карамова Л.М ... 80 Мойзес О.Е 231 Репин В В. 144,
Каримов М.Ш. ... 44 Морозкин Н.Д. ... 31 154,159
Картак В.М 80 Морозова А.Б. ... 65, Ризванов РГ 42,
Киреева Н.А 89, 66 44
91 Мохаммед А. 213, Рогачев М.К 186
Кириллова С.А. .. 85 216 Родионова Л .Н. .. 70
Китаев С.В 167 Мочалов А.В 153 83
Коптев Н.П 15 Мугаллимов Розанова Л .Ф 57
Коробкова В.М. .. 163 Ф.М 26, 54 Ронжина Е Г 148
Коршак А.А 141 Мукминов И.Р. .. 191, Рутман Г И 2
Коршак С.А 141 211 Руфанов А.П 128
Котенев К).А. ... 76, Мукминов Ш.З. .. 111 Савичев Е В 144.
222, 230 Мухаметшин 154. 159
Кравцов А.В 231 М.М 186 Самигуллин Г X.. 152
Кравцов В.В 17 Назарова Л.Ю. ... 124, Самматов Р.М. ... 232
Кравцов М.В 62 125 Самойлов НА. ... 97
Кретинин М.В. .. 10 Насырова Л.А. ... 229 Сафина Р.Р 81
Кузеев ИР 17 Наумкин Е.А 47, Саяпин С .Н 69
Кузнецов А.М. ... 16 48 Сивильдин А Б. .. 102
Кузнецов В.А. ... ю, Нигматуллина Сидельников
37, 38, 99 И.Е 67 СИ 102
Кузьменко Е.А. .. 231 Николенко В.В. .. 228 Силищев Н .Н 232
Кулагин А.В 141 Никольский Д.А. 86 Сливнев ВЛ 214
Кунафин Р.Н 54 Новикова Л.Ф. ... 170 Смирнов В .Б 180,
Кутуков С.Е 152 Нурлыгаянов 187
164 Ф.Т 218, 219 Смородов Е А. ... 139,
Лаптев А Б 29 Павлюченко В И. 217 161,167
244
Смородова О.В. .. 139, 161 Хайрудинова С.С.'. 13 Шаяхметов Р.Г. .. Шеметов А.В 19 97
Ставицкий В.А. .. 223 Хакимова Ю Р. .. НО Шингаркина О.В 17
Стороженко Халикова М.А. .. 67 Шкундина Ф.Б. .. 93
Ю.В 34, 49 Халимов А.А 50 Шувалов В.Ю. ... 160
Сулейманов Р.И. 33 Халимов АТ 5, Шутов А .А 135
Султанов Б.З 8, 9, 50 Щеглов В.Э. 126
33 Хаминов Н И 222 Щеглова О.Э 126
Султанов ВТ 178 Хамитов ИТ 194 Щепетов А.Е 79
Сыркин А.М 106, Хангильдин В.Г. 170 Щербинин В.Г. .. 215
186 Хангильдин В.Д. 151 Щербинина Н.В. 222
Тарасова Л.Н 53 Хасанов М.Р 31 Эйдемиллер
Тахаутдинов Хафизов А.Р 208, Ю.Н 29
Ш.Ф Тимербулатова А.М 176 219, 223 Хафизов Ф.Ш. ... 20 40 Юмадилов А.Р. .. Ямалетдинова Г.Ф ... 129 91
Титов А.Я 156 Хлесткий Р.Н . 97 Ямалиев В У 210
Титов BE 200 Ходырев В.А 200 Янборисова Г.Г.. 144
Ткаченко О.И. ... 25 Хоменко И В 20. Янышев Р С 54
Токарев М.А. ... 180, 183, 190, 199 Травников К.Н. .. Трофимов А Ю. .. Тукаева Р Б 40, 122, 123 Тулебаев С.Д Тухватуллин А.М Урманов Р.З Усманова А.Р. ... Ушева Н.В Фадеев ВТ Фазлетдинов Р.А. Фатихов Э.З Фаткуллин Н.Ю. Фатхутдинов З.А. Федоров К.М Филимонов Е.А. . Фролов Ю.А Хабибуллин З А. 187, 202, 224 Хади Д.М 176, 131 166 20, 142 95 228 57 209, 231 185 148 73 зо, 59 103 196 48 134 185, 220 40, 122, 123 Хрейс М.Х.- Хузина Л. Б Хусаинов В.М. .. Хусаинов 3 М. ... 50, 232 Хуснияров М.Х. . 36, 49,71 Чеботарев В.В. . 218, 219, 223 Червякова А Н. .. Чипчикова Л.З. .. [Пагалеева Г.Р. .. Шагиев РТ Шайнурова А.А. . Шакиров XT Шамаев Г. А. 193,200 Шаммазов А.А. .. Шаммазов А.М. .. Шангареев Р.Р Шарипова М.Ю. Шаталина М.А. .. Шахов М.Ю 9 222 5, 34, 217, 180 22 81 213, 221 30 189 179, 97 99 95 91 51 161 Ярин П .А 134
СОДЕРЖАНИЕ
Повышение надежности и безопасности аппаратов и производств
в нефтепереработке и нефтехимии............................
Прикладная экономика, эколого-экономический анализ
и оптимизация химических производств.................
Математическое моделирование и оптимизация процессов
транспорта и хранения нефти и газа.........................
Оптимизация разработки и совершенствования
технике -технологических процессов при добыче нефти и газа.
Дополнительные сообщения...................................
Алфавитный указатель имен..................................
Научное издание
МЕТОДЫ КИБЕРНЕТИКИ ХИМИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ
(КХТП-У-99)
Тезисы докладов V Международной научной конференции
Том 2
Книга 2
Компьютерный оригинал макет и редактирование - Н И Морозова
Изд. лиц ЛР№ 020267 от 22.1 1.96.
Подписано в печать 05.06.99. Бумага офсетная .V 2 Формат 60x84 1/ 16.
Гарнитура «Таймс». Печать офсетная. Усл.-печ. л. 15,3 Уч.-изд. л. 13.6.
Тираж 280 экз. Заказ 99
Издательство Уфимского государственного нефтяного технического университета
Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета
Адрес издательства и типографии:
450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.