CC BY
14
SYSTEMATIZATION OF PRODUCTION AND TECHNICAL DOCUMENTATION DURING THE CONSTRUCTION OF MONOLITHIC STRUCTURES OF RESIDENTIAL BUILDINGS IN THE
WINTER
T.Kh. Bidov, A.O. Khubaev
This paper presents an analysis of production, executive, organizational and technological, design estimates and other documentation, which reflects the factors influencing decision-making in the production of concrete work in the winter. A system has been formed for determining the qualitative values of organizational and technological factors influencing decision-making during the construction of monolithic structures of a typical floor in the winter. A criterion for the effectiveness of the production of concrete work has been established - the timing of the construction of a typical floor. As a tool for evaluating the effectiveness of the decisions made, the "Potential for the production of winter concreting" was adopted.
Key words: potential of winter concreting, effectiveness of organizational and technological solutions, winter concreting.
Bidov Tembot Khasanbievich, candidate of technical sciences, docent, tembot07@bk.ru, Russia, Moscow, National research Moscow state University of civil engineering,
Khubaev Alan Olegovich, senior lecturer, alan_khubaev@mail. ru, Russia, Moscow, National research Moscow state University of civil engineering
УДК 620.179.162
DOI: 10.24412/2071-6168-2022-2-471-474
МОДЕЛЬ АНАЛИЗА ИНФОРМАЦИИ О ДЕФЕКТАХ ТРУБОПРОВОДА ПРИ ДИАГНОСТИРОВАНИИ УЛЬТРАЗВУКОВЫМИ СНАРЯДАМИ
Ю.В. Щипкова
В работе предложена модель для анализа полученной информации о дефектах линейной части МН при диагностировании ультразвуковыми внутритрубными приборами (ВИП). Показано что в реальных условиях при прохождении ВИП с учетом высотных отметок расположения МН, он проходит как минимум в трех различных средах. В процессе эксплуатации нефтепроводов возникают проблемы выпадения воды в пониженных и «газовых шапок» в повышенных участках трассы МН. Для предотвращения этого явления предусмотрено поддержание определенного режима по минимально и максимально допустимому давлению и подготовке нефти к транспорту (обезвоживание, дегазация, стабилизация и т.д.). Однако эти меры не предотвращают попадания в МН воды, которая расслаивается в связи с разностью плотностей и скапливается в пониженных по рельефу участках. В повышенных участках накапливаются пузырьки воздуха или легких углеводородов, содержащихся в нефти и выделяющихся при повышенных температурах и снижения давления перекачки. Проведены расчеты по условиям выноса «газовых шапок» и воды из мест скопления, для различных диаметров нефтепровода. Показано, что выноса газа и воды не происходит для диаметров нефтепроводов более 530 мм при действующих режимах перекачки. Анализ получаемых данных по результатам обследования ВИП снарядами позволяет сделать вывод, что движение прибора в 3-х различных средах изменяет скорость прохождения ультразвука в них и, как следствие, вносит погрешность определения дефекта в теле трубы.
Ключевые слова: магистральный нефтепровод, газовая шапка, нефть, ультразвук, диагностика.
Система трубопроводного транспорта в России постоянно развивается. Каждый год строятся новые трубопроводы или реконструируются старые. В связи с этим растет актуальность по повышению надежности работы трубопроводных систем, что напрямую связано со своевременным обнаружением и устранением дефектов оборудования и линейной части [1].
471
Самым сложным видом диагностики является диагностирование линейной части магистрального нефтепровода - выявление дефектов трубы, предотвращение порывов магистральных нефтепроводов и, как следствие разливов углеводородного сырья [2-3]. Определение местоположения и вида дефекта и так является достаточно трудоемкой задачей, но современные реалии требуют еще и прогнозирование развития дефекта для соблюдения норм и требований в области окружающей среды.
Решение проблемы поддержания работоспособности и предупреждения отказов магистрального нефтепровода возможно только на основе проведения систематического контроля, позволяющего выявлять и устранять дефекты до того, как они получат опасное развитие, прогнозировать динамику изменения состояния нефтепроводов за определенный период эксплуатации. В настоящее время эффективный контроль магистрального нефтепровода на наличие дефектов обеспечивается при использовании внутритрубных инспекционных приборов (ВИП) высокого разрешения в которых реализованы различные виды неразрушающего контроля, что позволяет определить дефекты с достаточно высокой точностью. [4-6]
Однако существующие WM и CD не контролируют прохождение прибора в различных средах.
В АО «Транснефть - Западная Сибирь» на базе ЦТД «Диаскан» построена четырехуровневая система диагностирования линейной части МН, позволяющая выявить практически все имеющиеся дефекты. Однако достоверность полученной информации не достаточно высока, что требует проведения дополнительного диагностического контроля трубопровода и приводит к неоправданным экономическим затратам и увеличению времени определения дефекта.
Одной из причин уменьшения достоверности получаемой информации о наличии дефектов линейной части магистральных нефтепроводов при пропуске ВИП типов WM и CD является то обстоятельство, что при прохождении диагностируемого участка трубопровода, который может составлять от 100 до 300 километров, он проходит различные высотные отметки согласно укладки нефтепровода и которые могут составлять значительные величины, особенно в гористой местности.
Если рассмотреть участок нефтепровода с различными высотными отметками, то в верхней часть нефтепровода могут образовываться газовые скопления, а в нижней части МН вода и различные механические отложения.
Таким образом, при прохождении ВИП по магистральному нефтепроводу он может во время пути находиться в трех различных средах: газовые скопления - верхняя часть МН, вода и механические включения - пониженная часть, нефть - наклонный участок. [6]
Скорость распространения ультразвука в нефти при различной плотности рассчитана с учетом коэффициента сжимаемости. График изменения скорости представлен на рис. 1.
V (м/с) 1235 1230 1225.
1220 1215 1210.
1205
810 815 820 825 830 835 840 845
р (ке/м3)
Рис. 1. Зависимость скорости распространения ультразвука от плотности нефти
Из графика видно, что с увеличением плотности нефти увеличивается и скорость распространения ультразвуковых волн.
Так же скорость ультразвука в нефти будет различна и при разной температуре перекачки, так как плотность нефти зависит от температуры. Для получения сравнительной характеристики построили графики зависимости скоростей распространения ультразвуковых волн от плотностей нефти при различных температурах перекачки. Результаты расчетов приведены в виде графика (рис.2).
Скорость распространения ультразвука при прохождении ВИП на линейной части меняется и лежит в пределах от 430 м/с - газовые включения, до 1480 м/с - вода.
Таким образом, задержка отражения сигнала лежит в пределах от 15 мкс до 50 мкс.
При анализе данных после прохождения ВИП типа WM в трех разных средах возникает неопределенность, вызванная различной скоростью распространения сигнала.
Рассмотрим условия выноса газовых включений и воды при различных режимах перекачки нефти.
-Т=2Б-29.99С -Т=5-9.99С -Т= 10-14.99 С -T-1S-19.99C -Т-20-24.99С -Т»30-34.99С Т=35-39.99С Т=40-44.99С
810 815 820 826 830 335 840 845
плотность нефти
Рис. 2. Зависимость скорости распространения ультразвука от плотности
и температуры нефти
Для предотвращения выделения воды в свободном виде или газа технологией перекачки предусмотрено поддержание определенного режима по минимально допустимому давлению, а также подготовка нефти к транспорту (обезвоживание, дегазация, стабилизация). Однако эти меры не предотвращают попадания в МН воды, которая затем расслаивается в силу разности плотностей и скапливается в пониженных по рельефу участках. А в повышенных участках накапливаются пузырьки воздуха или легких углеводородов, содержащихся в нефти и выделяющихся при повышенных температурах или снижении давления перекачки. Скопление газа и воды происходит при фактических скоростях перекачки, превышающих критические значения, соответствующие условиям их выноса, так как наличие воды или газов сужают сечение МН, создавая большое гидравлическое сопротивление и увеличивают затраты энергии на перекачку продукта. Удаление воздуха и воды из МН осуществляется путем создания определенной скорости перекачки или пропуском очистных устройств.
Определение вероятных мест газовоздушных или водяных скоплений может быть выполнено по расчетным формулам взятым из [7].
Проведенные расчеты позволяют определить, что при диаметрах трубопровода от 720 мм и больше вода и газ не выносятся.
При эксплуатации МН во внутренней полости всегда образуются места скопления «газовых шапок» и воды, которые обусловлены высотными отметками расположения трубопровода.
Действующие режимы перекачки нефти не позволяют осуществить вынос указанных включений.
При определении дефекта в теле трубы необходимо учитывать погрешность измерений, которая обусловлена различной скоростью прохождения ультразвука в местах скопления газа и воды.
Список литературы
1. Варнаков Д.В., Бусыгин И.А., Князькова Л.Е. Повышение надежности магистральных трубопроводов методом резервирования // Аллея науки. 2018. Т. 5. №. 6. С. 882886.
2. Мусайбекова А.К., Непойранова Ю.В., Квасов И.Н. Мониторинг линейной части магистрального нефтепровода. Внутритрубная диагностика, 2018. 188 с.
3. Чухарева Н.В. и др. Предотвращение аварийных разливов при порывах нефтепромысловых трубопроводов на подводных переходах и в пойменной зоне // Нефтегазовое дело. 2014. Т. 12. №. 1. С. 103-108.
4. Ермолаев А.А. Способ испытания внутритрубного инспекционного прибора на кольцевом трубопроводном полигоне. 2014. 9 с.
5. Ахадов Р.В. и др. Программа интерпретации данных внутритрубных инспекционных приборов, обеспечивающая обработку данных всех типов ВИП, эксплуатируемых АО «Транснефть-Диаскан», 2015.
6. Ивашкин Р.Г. и др. Способ создания раскладки трубных секций по данным внут-ритрубного инспекционного прибора определения положения трубопровода. 2017. 5 с.
473
7. Земенков Ю. и др. (ред.). Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов. Litres, 2017. 929 с.
Щипкова Юлия Владимировна, старший преподаватель, ylia_sipkova@mail.ru, Россия, Омск, Омский государственный технический университет
MINIMIZING THE ERROR IN DETECTING DEFECTS PIPELINE WITH ULTRASONIC
PROJECTILES
Yu.V. Shchipkova
The paper proposes a model for analyzing the received information about defects in the linear part of the MN when diagnosing with ultrasonic in-line devices (VIP). It is shown that in real conditions, when passing the VIP, taking into account the altitude marks of the MN location, it passes in at least three different environments. During the operation of oil pipelines, problems arise with water loss in low and" gas caps " in high sections of the MN route. To prevent this phenomenon, it is provided to maintain a certain regime for the minimum and maximum allowable pressure and preparation of oil for transport(dewatering, degassing, stabilization, etc.). However, these measures do not prevent water from entering the MN, which is stratified due to the difference in density and accumulates in areas that are lower in relief. In elevated areas, air bubbles or light hydrocarbons contained in the oil accumulate and are released at elevated temperatures and reduced pumping pressure. Calculations were made for the conditions of removal of "gas caps" and water from the places of accumulation, for different diameters of the pipeline. It is shown that the removal of gas and water does not occur for oil pipeline diameters greater than 530 mm under the current pumping modes. Analysis of the data obtained from the results of the inspection of VIP projectiles allows us to conclude that the movement of the device in 3 different environments changes the speed of ultrasound passage in them and, as a result, introduces an error in determining the defect in the pipe body.
Key words: oil trunk pipeline, gas cap, oil, ultrasound, diagnostics.
Shchipkova Yulia Vladimirovna, senior lecturer, ylia_sipkova@mail.ru, Russia, Omsk, Omsk state technical University
УДК 623.64
DOI: 10.24412/2071-6168-2022-2-474-480
АЛГОРИТМ КОМПЛЕКСНОГО ОЦЕНИВАНИЯ ПРОСТРАНСТВЕННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ОБЪЕКТОВ В РАЙОНЕ СБОРА ИНФОРМАЦИИ
Н.Б. Ачкасов, ВВ. Кузьмин
В статье приведены алгоритмы, позволяющие определять структурное построение организации в пространстве и принадлежность ее объектов к уровням управления в иерархических системах. При моделировании структуры организации в пространстве использование представленных алгоритмов позволяет принимать альтернативное решение при построении структуры организации и определять ее принадлежность к уровню управления.
Ключевые слова: объект, алгоритм, структура, организация, район сбора информации.
Системы связи являются составной частью управления эвентуальной организацией, режимы их работы отражают состояние и деятельность объектов, входящих в ее структуру. Основную часть времени функционирование средств связи подчинено состояниям деятельности многих организаций, их распределение в пространстве отражает плотность построения системы управления организации. На основании вышеизложенного формируется вывод о том, что плотность размещения средств связи в пространстве адекватно отображает структуру построения конкретных организаций в иерархических системах. В системном
