Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Транспорт нефти по подводным трубопроводам с использованием очистных снарядов и устройств для удаления загрязняющих веществ из трубопровода

ВАК РФ 25.00.18, Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Транспорт нефти по подводным трубопроводам с использованием очистных снарядов и устройств для удаления загрязняющих веществ из трубопровода"

УДК 622.692.4.076

4845695

Калашников Павел Кириллович

ТРАНСПОРТ НЕФТИ ПО ПОДВОДНЫМ ТРУБОПРОВОДАМ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ОЧИСТНЫХ СНАРЯДОВ И УСТРОЙСТВ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ ИЗ ТРУБОПРОВОДА

Специальность 25.00.18 - «Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых (технические науки)»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 2 МАЙ 2011

Москва - 2011

4845695

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М.Губкина.

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Бородавкин Пётр Петрович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Королёнок Анатолий Михайлович

кандидат технических наук Грудницкий Геннадий Васильевич

Ведущая организация

Общество с ограниченной ответственностью «НИПИморнефть»

Защита состоится «25» мая 2011 г. в 15 часов 00 минут в аудитории 1802 на заседании диссертационного совета Д212.200.11 при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М.Губкина по адресу Ленинский проспект, 65, Москва, ГСП - 1,119991, Россия.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа имени И.М.Губкина.

Автореферат разослан «20» апреля 2011 г. Учёный секретарь

диссертационного совета Д212.200.11, д.т.н., доцент

И.Е. Литвин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертационной работы

Развитие морского трубопроводного транспорта нефти и газа приобрело в последнее время особое значение в связи с тем, что многие разведанные, но всё ещё не разработанные месторождения располагаются в акваториях морей, в том числе арктических. Это накладывает различные ограничения на технологию проектирования, строительства и эксплуатации как морских нефтегазовых сооружений в целом, так и морских трубопроводов (МТ), по которым нефть, газ, газоконденсат транспортируются до береговых терминалов.

Как и при эксплуатации сухопутных трубопроводов вопросы очистки и внутритрубной диагностики морских нефтепроводов (МН), проложенных в условиях Арктических морей, представляются крайне важными для обеспечения их надежной работы.

Цель диссертационной работы заключается в совершенствовании технологии проведения операций очистки и диагностики внутренней полости морского нефтепроводов, без чего их эксплуатация невозможна.

Для достижения поставленной цели должны быть решены следующие основные задачи в соответствии с которыми необходимо:

1. Исследовать особенности эксплуатации морских нефтепроводов в условиях арктических морей.

2. Разработать модель движения внутритрубного дефектоскопа в потоке перекачиваемой жидкости.

3. Исследовать особенности движения внутритрубного устройства при различных исходных параметрах системы «трубопровод-дефектоскоп».

4. Разработать методику расчёта критической длины парафиновой пробки и способа её извлечения из подводного нефтепровода.

Научная новизна

1. Предложена математическая модель движения твёрдого тела в потоке

капельной жидкости в трубопроводе, учитывающая рельеф местности.

2. Разработана и защищена патентом на полезную модель №63718

«Устройство для очистки внутренней поверхности трубопровода» новая

конструкция очистного устройства.

3. Разработана теория и методика расчёта максимально допустимой длины парафиновой пробки, при которой очистной скребок будет продолжать поступательное движение в трубе.

4. Приведён новый способ извлечения парафиновых отложений из внутренней полости подводного нефтепровода.

На основе новых научных положений разработан программный комплекс «БООС», позволяющий определять местоположение внутритрубного дефектоскопа (ВД) в трубопроводе, а также производить моделирование движения диагностического устройства без его помещения в трубу на произвольном участке трубопровода. Программный комплекс имеет государственную регистрацию программы ЭВМ №2011610335 (Программа расчёта параметров движения внутритрубного дефектоскопа по рельефному трубопроводу).

Практическая ценность

На основе разработанной математической модели создан программный комплекс, предназначенный для компьютерного моделирования движения внутритрубного снаряда в потоке углеводородов в трубопроводе, что позволяет повысить точность определения местоположения дефектов и ВД, а также обеспечить безопасность проведения технологической операции внутритрубной диагностики путём выявления участков возможного застревания внутритрубного устройства.

Разработана методика определения критических размеров парафиновой пробки, при которых очистное устройство прекратит поступательное движение в трубопроводе. Предложены новая конструкция очистного устройства и новый способ удаления парафиновых отложений из внутренней полости МН, позволяющие повысить эффективность эксплуатации подводных МН, проложенных в условиях Арктических морей, за счёт увеличения пропускной способности.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертации докладывались на:

1. XI Международной научно-практической конференции «Повышение нефтегазоотдачи пластов и интенсификация добычи нефти и газа» -г.Москва, 2007.

2. Всероссийской конференции-конкурсе студентов выпускного курса высших учебных заведений 2008» - Санкт-Петербург, 2008.

3. Международном форуме молодых учёных «Проблемы недропользования» - Санкт-Петербург, 2008.

4. П-й Московской межвузовской научно-практической конференции «Студенческая наука» - Москва, 2008.

5. Всероссийской научно-технической конференции «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» - Тюмень, 2009.

6. Восьмой всероссийской конференции молодых учёных, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» - Москва, 2009.

7. 64-й Студенческой научной конференции «Нефть и газ» - Москва, 2010. Публикации

По результатам выполненных исследований опубликовано 11 печатных работ, в том числе 4 статьи в российских журналах, рекомендованных ВАК.

Структура, объём и содержание работы

Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения и выводов, списка литературы и приложения. Работа изложена на 149 страницах машинописного текста, список литературы включает 104 наименования.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении диссертации показана актуальность темы, формулируются цели и задачи работы, определена научная новизна и практическая значимость работы.

В первой главе рассмотрены особенности образования свободнодисперсных и связнодисперсных систем в зависимости от компонентного состава нефтей, схемы оборудования скважин и схемы

предварительном подготовки продукции к дальнейшей транспортировке по подводному МТ. Описываются внешние и внутренние процессы, влияющие на процесс перекачки нефти в условиях арктических морей. Подробно рассматривается механизм движения и осаждения различных фракций механических примесей, содержащихся в потоке перекачиваемой по трубопроводам нефти (Смолдырев А.Е., Михайлова H.A., Тарасов В.К.). Отмечаются особенности технологических операций очистки и диагностики морских арктических МН, осуществляемых в процессе эксплуатации последних. Предлагается новая конструкция очистного скребка, который, двигаясь по внутренней полости трубопровода в потоке перекачиваемого продукта, совершает вращательное движение. Обоснована необходимость создания алгоритма, позволяющего моделировать движение ВД в несущем потоке в трубе в связи с тем, что точность существующих методов определения местоположения ВД при его движении в потоке перекачиваемой среды в трубопроводе недостаточно высока. Следует отметить, что для горизонтальных трубопроводов данная задача была развита в ряде работ (Лурье М.В., Полянская Л.В., Александров A.M.), особенностью же данной работы является обобщение задачи на случай трубопроводов с произвольным профилем.

Во второй главе приводятся основные уравнения нестационарного течения нефти в трубопроводе и движения внутритрубного устройства в потоке нефти, излагается метод их решения, а также вводится дополнительный параметр расчёта - угол наклона профиля трассы к горизонту.

Движение ВД неразрывно связано с движением потока, в связи с чем оказывается невозможным рассчитать траекторию снаряда без того, чтобы не рассчитать параметры движения несущего потока. Для расчёта основных параметров транспортируемой среды до и после ВД - давления и скорости -производится решение системы дифференциальных уравнений в частных производных с помощью метода характеристик.

ВД движется в трубопроводе под воздействием перекачиваемой среды. Движение снаряда описывается следующим уравнением: (л d1 ^

«w 'm,,j =(Р+-Р~\I ■--SP, -msod g sina-ß-(msoJ -g-A) cosa, (1)

где ускорение ВД, [л/-с2]; тт11- масса ВД, [кг]; р+,р -давления

нефти на торцах ВД, [Да]; (1 ~ внутренний диаметр нефтепровода, [лг]; -суммарная площадь перетока, [л<2]; g- ускорение свободного падения, |\м<Г2]; р- коэффициент трения ВД о стенку нефтепровода, [ ]; Л -сила Архимеда, [Я].

Следует отметить, что особенности конструкции внутритрубных устройств способствуют возникновению перетока жидкости через них, поэтому их нельзя рассматривать как движущиеся местные сопротивления. Принимая допущение о линейной зависимости расхода и перепада давлений на торцах снаряда, уравнение, связывающее величину перетока с перепадом давления на торцах снаряда, записывается в виде:

^.{и-У) = к.(р*-р-)г (2)

где и - скорость транспортируемой среды вблизи ВД, ■ с-1 ]; V — скорость ВД, [л/ • с"1]; к - коэффициент перетока жидкости через ВД, / с) / Па^.

Траектория движения внутритрубного снаряда на участке трубопровода 0<х<Ь имеет вид х = /(7). На сетке характеристик в каждый момент времени 1ш1 < / < 1ш она будет иметь вид наклонного отрезка прямой.

На рис.1 представлена схема пересечения линий характеристик перекачиваемой жидкости и линии характеристики снаряда для одного из случаев. Для определения параметров жидкости в точках К и С, необходимо вычислить их значения в точках Е и Б.

Давление и скорость в точке Е определяются по формулам:

р1+р-с-и1 = р0+р-с-и0-&-\ + р-ё-с-ьта

(3)

где р- плотность транспортируемой среды, с- скорость

распространения волн возмущения в трубопроводе, [лгс-^; Д/- шаг по времени, [с]; Л- коэффициент гидравлического сопротивления, [ ].

у

/

©*1 //

''I

А

К N 1.

V

' \ э \

О

Ат,

/ \

/_\]

В

.И

м

Аг,

Рис.1 Один из случаев пересечения траектории движения ВД с характеристиками системы

уравнений.

Давление и скорость в точке В известны из начальных условий, а значения этих параметров в точке О можно найти из закона пропорциональности:

, > 2-Ах-2-Дх, Рв = РА +{Рм ~ РА)---1

«в=иА+{иы-иА)

Ах

2-Ах-2-Ас, Аг

(4)

где Ах- шаг по координате, \м\; Ас, - расстояние от узловой точки В до характерной точки пересечения линий характеристик перекачиваемой нефти и движущегося снаряда, [,и].

Для того чтобы узнать величины отрезков необходимо определить величину Ах,:

х -/ Аг, = в . 1 +

(5)

Система (3), имеющая 4 неизвестных (р*к, р~Ё, и*Е, дополняется уравнением перетока жидкости через ВД (2).

С учётом несжимаемости нефти (=и7 ) имеем:

я-с1г

После того, как будут найдены значения давлений и скорости в точке Е, можно рассчитать давление и скорость в точке К. Для этого необходимо записать формулы приведения вдоль линий КА и КЕ:

рк +р-с-ик =рл+р-с-иА-м\^и^ + Р-ё-с-ъыа],

Рк-р с-ик =Рк~Р-с-и!: + \иг\ + Р-8-с-^та 1.

Аналогичные расчёты необходимо провести для точек Б и С. Расстояние от узловой точки N до характерной точки пересечения линий характеристик перекачиваемой нефти и движущегося снаряда определяется как:

Таким образом, можно найти значения давлений и скоростей жидкости по всей длине нефтепровода. Далее необходимо определить параметры движения ВД: координату 1т и скорость ¥т в момент времени /=/,„.

Координата снаряда в момент времени / = :

+ (9)

Скорость снаряда в момент времени /=/,„:

= (10)

Ускорение снаряда определяется из уравнения движения (1).

Приведенные во второй главе материалы являются, по существу, алгоритмом расчета скорости и координаты ВД в любой момент времени с учётом угла наклона профиля трассы к горизонту.

На его основе создан программный пакет, позволяющий рассчитывать параметры движения ВД в потоке капельной и упругой жидкости. С помощью пакета проведён ряд численных экспериментов, анализ которых представлен в третьей главе.

В третьей главе представлены примеры расчёта нестационарного процесса, возникающего в результате движения ВД по участку трубопровода в потоке жидкости. В численных экспериментах проанализировано влияние различных параметров системы на характеристики движения ВД и выявлено влияние учёта профиля трассы на скорость движения снаряда. Кроме того, приводятся краткие сведения о компьютерной программе, созданной автором.

9

Результаты численных расчётов движения снарядов на участках спуска и подъёма нефтепровода с различным наклоном а при изменении таких параметров ВД, как коэффициент перетока, коэффициент трения и вес ВД, представлены на рис.2,3.

Отставание или опережение внутритрубным снарядом потока несущей нефти определяется величиной е2 =(и-К)/м-100%. В случае, если величина положительная, скорость нефти превышает скорость ВД, если же величина отрицательная, наоборот, скорость ВД выше скорости транспортируемой нефти. Причём, чем больше значение е2 по модулю, тем больше разница в скоростях.

В экспериментах, результаты которых представлены на рис.2, коэффициент трения и считался во всех вариантах постоянным и равным 0.2, в то время как коэффициент перетока к варьировался в диапазоне (5-20)-10~5(л<3/с)//7а.

Рис.2 Графики зависимостей £г от а для различных значений к для нефтепровода: к1 = 20-10~5, кг = 16.7 • 10 \ А, = 14.3 -10"5, к, = 12.5-10 5, = 8.3 • 10~5,к6 = 5 • 10~\ (ж5 / с) / Па

На участках подъёма и некоторых участках спуска трубопровода (а>а ) величина е2 увеличивается при всех значениях коэффициента к, что

свидетельствует об отставании снаряда от потока нефти (чем круче подъём, тем больше отставание снаряда). На определенных участках спуска трубопровода (а<акр) можно проследить обратную закономерность - снаряд опережает

несущую нефть.

Необходимо отметить, что участок уклона трубопровода может иметь такой угол (а = акр), при котором скорость снаряда практически равна скорости нефти вне зависимости от величины коэффициента перетока. Это случается всякий раз, когда скатывающая составляющая -тих1 ■ ^^¡гт(.г) силы веса снаряда уравновешивается силой его трения ц-т^-£-со$,а(х). Поскольку, как правило, инерция снаряда не слишком велика (т^-а^ ~ 0), то мал перепад Др- р+ - р~ давлений на снаряде и, следовательно, переток нефти через снаряд практически отсутствует.

Несмотря на то, что рассматриваемый диапазон углов наклона профиля трассы к горизонту с избытком перекрывает возможные их значения в практике сооружения морских трубопроводов, вполне можно предположить, что на реальном морском нефтепроводе перепад высот составит 200 м на 20 км, что составляет 0°34'. Из графиков видно, что даже при таком незначительном угле наклона профиля трассы к горизонту относительная скорость е2 изменяется на несколько процентов, что свидетельствует о заметном влиянии наклона трассы трубопровода на скорость движения ВД.

В ходе расчётов исследовалось также влияние коэффициента трения на движение снарядов в потоке несущей нефти (рис.3). В сравниваемых вариантах коэффициент перетока считался неизменным и равным 14.3-10~5(л<3 /с)/Па, в

то время как коэффициент трения варьировался в диапазоне 0.1 + 0.9.

По результатам анализа можно сделать вывод, что с увеличением коэффициента трения величина ег также увеличивается, следовательно, скорость движения снаряда уменьшается. Следует отметить, что при увеличении угла наклона трубопровода величина е2 также увеличивается.

Результаты численных экспериментов по движению снарядов с разным весом в рельефном трубопроводе при постоянных значениях коэффициента трения /л и коэффициента перетока к по своему характеру оказались схожи со случаем изменения коэффициента перетока.

Рис.3 Графики зависимостей £2 от (X при разных значениях /1 для нефтепровода: ft, = 0.9, ц2 = 0.85, /д = 0.8, А = 0.7, = 0.3, //, = 0.1

Необычный эффект равенства скоростей ВД и нефтяного потока при варьировании перетока и массы снаряда при определенном угле наклона профиля трассы к горизонту требует более детального исследования. Необходимо выяснить, как критическая точка будет смещаться на графиках зависимостей е2~{а,к) и £2-[a,mmd) (и будет ли она смещаться) при изменении других исходных параметров.

Исходя из графиков на рис.2 можно сделать заключение, что даже при незначительных углах наклона профиля трассы к горизонту скорость ВД заметно меняется, что свидетельствует о целесообразности учёта данного параметра в алгоритме, описанном во второй главе.

Анализ численных экспериментов был проведён на программе «SOD Calculation» (SODC), разработанной автором.

Четвёртая глава включает в себя рассмотрение параметров, влияющих на образование парафиновых отложений в трубопроводе, закономерностей распределения смоло-парафиновых отложений по длине линейной части МН. В главе представлено описание экспериментов, проведённых с целью определения мгновенных и длительных напряжений сдвига парафина на стенках труб. Описан разработанный алгоритм расчёта критической длины

парафиновой пробки, скапливающейся перед движущимся внутритрубным скребком, с использованием данных, полученных в лабораторных экспериментах. Предложен новый способ извлечения парафиновой пробки из полости морского нефтепровода без нарушения режима перекачки.

При рассмотрении вопроса удаления парафина, отложившегося на внутренней поверхности трубы, следует обратить особое внимание на решение задачи определения координаты сечения, в котором с большой долей вероятности произойдет застревание очистного скребка. Данная задача сводится к определению величин сил, действующих на снаряд в процессе его движения. В частности, силы давления на снаряд со стороны нефти Ар • 5, силы тяжести снаряда т^^-ып^а) и результирующей сил сопротивления, действующих на снаряд и состоящих из сдвигового усилия Нл, необходимого для проталкивания твёрдой части парафиновой пробки, силы пассивного давления Е ■ Б, необходимой для соскребания парафиновых отложений в каждом сечении МН, силы трения рыхлой части парафиновой пробки о слой парафина рш • 5 и силы трения снаряда // • Л)- сох (а).

Условие остановки очистного устройства в трубопроводе для этого случая имеет вид:

д „<И^ + Е +» К, ■ 8 • *та{х) + ц • (м1И/ '^"4 со5«(х))

$ Я1^' 1 т'х *

Сдвиговое усилие:

(12)

где /, - длина парафиновой пробки, [.и]; - касательное давление, возникающее при соскребании парафина очистными манжетами скребка, [Па\.

Пассивное давление, оказываемое слоем парафина, отложившегося на стенках, на скребок, находится по уравнению пассивного давления:

= (13)

где ^-удельный вес парафина, сраг - сцепление парафина,

5рог - толщина парафиновых отложений, [,м]; ~ коэффициент внутреннего трения, [ ].

Расчёт силы трения и силы тяжести снаряда не представляет значительных трудностей, так как масса снаряда, коэффициент трения манжет о трубу и угол наклона профиля трассы к горизонту являются исходными данными задачи, рассмотренной во второй главе данной диссертационной работы. Силой трения рыхлой части пробки приходится пренебречь вследствие неясности её структурного состояния: то ли это высоковязкая жидкая смесь нефти с парафином, то ли двухфазная смесь нефти и твёрдых частиц парафина. Определение структурного состояния возможно только путём проведения экспериментов на специальных промышленных полигонах.

Сдвиговое усилие, необходимое для проталкивания твёрдой части парафиновой пробки по трубе, определяемое из уравнения (12), зависит от:

• количества отложений, снятых на данный момент с поверхности трубы;

• мгновенного сдвигового усилия парафина.

Количество отложений зависит от толщины слоя парафина, отложившегося на внутренней стенке трубы в процессе эксплуатации МН.

Для определения мгновенного сдвигового усилия парафина был проведён ряд лабораторных экспериментов, позволивших определить искомый параметр. В результате получена зависимость касательных напряжений тл от вертикального давления о для парафина при комнатной температуре (рис.4).

0.7 0,6 -0.5 0,4 0.3

а, [А/Ли]

0,2

0,4 0,6 0,8 1 1.2 1.4

Рис.4 График зависимости касательных напряжений г л от вертикального давления <7.

В данном случае плотность и вязкость парафина были достаточно высоки, что привело к большим значениям хл. Это говорит о том, что для парафина, находящегося при данных условиях, длина возможной пробки невелика. Однако при уменьшении тл (вследствие рыхлости парафина или

низкой вязкости) длина пробки значительно возрастает. Это говорит о том, что препятствование спрессовыванию парафина путём перепуска нефти через байпасные отверстия очистного скребка и путём увеличения температуры нефти будет способствовать значительному росту предельно допустимой длины парафиновой пробки.

Таким образом, в приведенном неравенстве (11) остается неизвестной величина перепада давления на снаряде. Найти её можно на основе алгоритма, представленного во второй главе. При этом:

ЬР=Р+Е~Р~Е■ О4)

р\ , pl могут быть найдены из системы уравнений (6), с учётом того, что при расчёте ускорения снаряда на предыдущем слое в формулу уравнения движения (1) будут добавлены силы сопротивления парафина: сдвиговое усилие Hsh, сила пассивного давления E¡4vs ■ S и сила трения рыхлой части

парафиновой пробки о слой парафина рта ■ S.

При попытке учёта этих сил встает закономерный вопрос получения информации о распределении парафиновых отложений по длине трубопровода. Данная информация может быть получена путём математического моделирования выпадения парафина с помощью программных комплексов типа Olga или PipeSym (для высоковязких нефтей), при наличии информации о будущих характеристиках трубопровода, нагнетательных агрегатах, фракционном составе нефти, рабочих режимах течения и условиях внешней среды.

Далее при расчёте скорости снаряда с помощью программного комплекса «SODC» необходимо определять момент, когда скорость становится отрицательной. Это и будет моментом застревания снаряда. Зная координату этого сечения, можно определить длину скопившейся парафиновой пробки, что даст информацию о необходимом объёме резервуара для приёма этой пробки.

Однако может сложиться ситуация, когда скребок уже застрял в подводном трубопроводе. В этом случае одним из немногих методов устранения данной аварии является повышение давления в трубопроводе. Повышение давления (в совокупности с ростом давления в трубе при перекрытии сечения) может служить примером длительного напряжения сдвига.

Результаты одной из серий замеров представлены на рис.5. Рассматривая изменение величины деформации во времени, можно обратить внимание, что для каждого из опытов с разными вертикальными нагрузками Рут шаг деформации по времени рос при увеличении горизонтальной нагрузки, в результате чего увеличивался коэффициент внутреннего трения .

При сравнении графиков зависимостей деформации £/ш. от 1 при разных Ртн можно отметить, что интенсивность роста деформации падает с ростом Рт, причём данный эффект просматривается при всех горизонтальных нагрузках, прикладываемых к образцу.

600 -н--

500 --

400 --

300 -

200 -

100 -

О 10 20 30 40 50 ф™]

Рис.5 Графики зависимостей деформаций е от времени / при разных ег:

о-, = 24.8, к2 = 47.3, кз = 69.8, к, = 92.3, Аг, = 114.8, к„ = 134.8, (я) / см2.

В процессе перекачки углеводородного сырья по морскому трубопроводу при возникновении различных местных сопротивлений велика вероятность застревания парафиновой пробки, а, следовательно, и очистного снаряда, что приводит к серьёзной технологической аварии.

Рассмотрим рис.6. В случае если по длине МН (2) с определённым интервалом установить тройники особой формы (5), к которым можно присоединять технологические патрубки, и через которые часть парафиновой пробки (4), толкаемой снарядом, будет удаляться из полости МТ, вероятность застревания скребка (3) существенно снизится. Возможны два варианта очистки внутренней полости МН.

1. Очистки осуществляется в летние месяцы, когда поверхность воды Арктических морей, как правило, свободна ото льда. Перед началом движения внутритрубного скребка к месту установленного тройника подплывает многоцелевое судно, с которого спускается патрубок и стыкуется с тройником цанговым соединением. Задвижка (7), установленная на конце участка технологического трубопровода (8), и задвижка (6), установленная на конце тройника, закрыты.

Далее запускается очистное устройство. При прохождении скребком датчика (Г), установленного на расчётном расстоянии от тройника, производится открытие задвижек (б) и (7). За счет существенного перепада давления смесь, двигаясь по технологическому трубопроводу, попадает в резервуар (9), установленный на судне. Закрытие задвижек производится при прохождении скребком датчика (1").

Местоположение датчиков (Г) и (1") должно быть определено с учётом возможной скорости движения внутритрубного снаряда на данном участке трубопровода.

Рис.6 Схема участка нефтепровода и устройства для извлечения заг рязняющих веществ из

МН.

К моменту полного перекрытия задвижек, осуществляется расцепление патрубка и тройника и поднятие технологического трубопровода на палубу судна. После этого внутритрубный снаряд продолжает движение до

следующего тройника, толкая перед собой оставшиеся и новые загрязнения, скопившиеся на последующем участке МТ.

2. Очистка осуществляется в зимние месяцы, когда водная поверхность

покрыта льдом.

В зимний сезон разумно применять подводные резервуары для временного хранения парафиновых и других отходов, составляющих общую массу грязевой пробки. Технологический трубопровод (11) с установленной на нем задвижкой (10) цанговым механизмом соединён с одной стороны с тройником (5) и уложен на морское дно, а с другой стороны - с выходным патрубком (12) подводного резервуара (13), установленного и закреплённого разъёмным соединением на бетонном основании.

При осуществлении операции очистки все этапы соответствуют этапам первого сценария за исключением того, что углеводородная смесь с парафиновыми отложениями поступает в подводный резервуар, а не на судно.

Объём резервуара рассчитывается в соответствии с продолжительностью ледового периода в данной климатической зоне, периодичностью запуска внутритрубных скребков, а также физико-химическими характеристиками перекачиваемой нефти.

С наступлением летнего периода к подводному резервуару подплывает судно, с которого опускаются манипуляторы, позволяющие разъединить технологический трубопровод (11) и патрубок (12) и отсоединить резервуар от бетонного основания, и манипуляторы, захватывающие резервуар с имеющимися отложениями. При необходимости данные манипуляторы могут отсоединить технологический трубопровод от тройника. Данная необходимость может быть вызвана переходом со второго сценария проведения операции очистки на первый. Далее резервуар поднимается на борт судна, а на его место устанавливается новый резервуар, который фиксируется на бетонном основании и присоединяется к технологическому трубопроводу (11).

Помимо этого, подводный резервуар должен быть снабжён обратным клапаном (15), плавающей перегородкой (14) и быть заполненным водой для выравнивания давления по обе стороны от резервуара.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

В настоящее время ведётся разведка, и предпринимаются попытки разработки морских месторождений нефти. Многие из открываемых месторождений находятся в Арктике, в акватории Северных морей, что делает трубопроводный транспорт наиболее эффективным способом транспортировки по сравнению с танкерным транспортом. Однако особенностью эксплуатации подводных МТ является их недоступность в период установления ледового покрова.

В работе были проанализированы существующие методики определения местоположения ВД при его движении в перекачиваемом потоке, а также способы очистки внутренней полости МН, и выявлен ряд недостатков, связанных с их использованием.

На основании данных, приведенных в диссертации, можно сделать следующие выводы:

1. Выявлены особенности движения внутритрубного дефектоскопа в потоке перекачиваемой продукции в трубопроводе, что позволило получить ряд решений проблем, связанных с транспортом нефти в условиях Северных морей по трубопроводам.

2. Разработана математическая модель, на основе которой создан программный комплекс «БОБС», позволяющий определять местоположение дефектов и самого дефектоскопа в трубопроводе, а также производить моделирование движения дефектоскопа без его помещения в трубу на произвольном участке трубопровода.

3. Предложена новая конструкция очистного устройства, совершающего не только поступательное, но и вращательное движения при перемещении по трубопроводу, соскребая дополнительный объём отложений с внутренних стенок трубы.

4. Приведён новый способ удаления парафиновых отложений, скапливающихся перед движущимся скребком, из полости морского подводного нефтепровода, проложенного в арктических условиях, позволяющий удалять парафиновую пробку без остановки перекачки из трубопроводов, уложенных на значительных глубинах.

5. Предложена методика определения критической длины парафиновой пробки, при которой очистное устройство не сможет продолжать поступательное движение в морском нефтепроводе. Это позволяет определять частоту расстановки путевых пунктов сброса парафиновых отложений, а также объёмы резервуаров для временного хранения данных отложений.

ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

В изданиях из перечня ВАК:

1. Калашников П.К. Моделирование движения СОД по участку нефтепровода// «Проблемы недропользования» (записки Горного института. Т. 181) - Санкт-Петербург, 2009. - с. 127-128.

2. Калашников П.К. Механика движения внутритрубных снарядов в рельефных нефтепроводах// Известия вузов «Нефть и газ», 2009, №6. -с. 38-44.

3.Калашников П.К. Проблемы создания подводных объектов для разработки нефтегазовых месторождений в условиях российской Арктики// «Бурение и нефть», 2010, №3. - с. 62-64.

4. Калашников П.К. Особенности взаимного влияния внутритрубиого дефектоскопа и транспортируемой нефти на параметры их движения// «Территория НЕФТЕГАЗ», 2010, №9. - с. 22-25.

Другие публикации:

1. Калашников П.К., Лурье М.В. Патент на полезную модель № 63718 «Устройство для очистки внутренней поверхности трубопровода» от 23.03.2007г.

2. Калашников П.К. Новая конструкция очистного устройства для очистки трубопровода от отложений// Сборник докладов XI Международной научно-практической конференции «Повышение нефтегазоотдачи пластов и интенсификация добычи нефти и газа» - М., 2007 г.

3. Калашников П.К. A New Geometry of the Piston Cups of Cleaning Scrapers// Сборник трудов студенческого научного общества за 2007 год - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2007.

4. Калашников П.К., Лурье М.В. Движение внутритрубных снарядов в профильных нефте- и нефтепродуктопроводах// Научно-технический сборник №1. Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2007.

5. Калашников П.К. Новая конструкция поршня для очистки трубопровода от отложений// Сборник докладов П-й Московской межвузовской научно-практической конференции «Студенческая наука» - М.: Московский студенческий центр, 2008.

6. Калашников П.К., Кувичко A.M. Математическое моделирование движения диагностического снаряда в потоке нефти в трубопроводе// Научно-технический журнал «Вестник ЦКР Роснедра» 1/2009 - М., 2009.

7. Калашников П.К., Кувичко A.M. Прогнозирование времени движения диагностического устройства по участку нефтепровода// Сборник тезисов Всероссийской научно-технической конференции «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» - Тюмень, 2009.

Подписано в печать 18 апреля 2011 г.

Формат 60x90/16

Объём 1,0 л.л.

Тираж 150 экз.

Заказ № 180411348

Оттиражировано на ризографе в ООО «УниверПринт»

ИНН/КПП 7728572912X772801001

Адрес: г. Москва, улица Ивана Бабушкина, д. 19/1.

Тел. 740-76-47, 989-15-83.

http ://ww\v.univerp rint.ru

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Калашников, Павел Кириллович

Введение.

Глава 1. Особенности эксплуатации подводных морских нефтепроводов в арктических условиях

1. Компонентный состав нефтей, перекачиваемых по трубопроводам.

2. Подводное технологическое оборудование, необходимое для подготовки и транспортировки нефти от месторождения до берега.

2.1 .Расположение скважин на месторождении.

2.2.Подводный комплекс по подготовке продукции.

3. Внешние и внутренние процессы, влияющие на течение нефти в трубопроводе.

3.1.Внешние воздействия, оказывающие влияние на течение нефти.

3.2.Внутренние воздействия, оказывающие влияние на течение нефти.

4. Проблема закупоривания сечения трубы примесями при эксплуатации морских нефтепроводов.

5. Существующие методы очистки внутренней полости нефтепроводов.

6. Конструкция вращающегося снаряда для очистки внутренней полости трубопровода.

7. Диагностика внутритрубного пространства нефтепроводов.

Глава 2. Теоретическое обоснование движения внутритрубного дефектоскопа в потоке нефти

1. Решение уравнений неустановившегося движения нефти в трубопроводе.

1.1 .Основные допущения, используемые при решении задачи.

1.2.Формулы приведения расчета параметров жидкости при нестационарных процессах в нефтепроводе.

1.3.Начальные и граничные условия.

2. Определение параметров движения внутритрубного диагностического снаряда в нефтепроводе.

2.1 .Уравнение движения внутритрубного дефектоскопа.

2.2.Пересечение характеристик перекачиваемой жидкости и внутритрубного снаряда.

2.3.Вывод формул приведения для расчета параметров жидкости на границе «снаряд-жидкость» и расчет параметров движения ВД 64 в общем виде.

3. Алгоритм расчета параметров движения ВД в нефтепроводе.

Глава 3. Анализ движения внутритрубного дефектоскопа в потоке перекачиваемой среды

1. Влияние различных параметров рассматриваемого участка трубопровода и диагностического снаряда на скорость его 81 движения в потоке капельной жидкости.

1.1.Сравнение зависимостей относительных скоростей снаряда при рассмотрении различных конфигураций профиля нефтепровода.

1.2. Сравнение времени движения внутритрубного снаряда и рассматриваемого объема нефти по участкам с различными 85 профилями трассы.

1.3. Анализ времени движения внутритрубного снаряда в нефтепроводе при различных коэффициентах перетока.

1.4. Анализ времени движения внутритрубного снаряда в нефтепроводе при различных коэффициентах трения и весе ВД.

1.5.Исследование проскальзывания колеса одометра, катящегося по внутренней образующей нефтепровода.

2. Влияние различных параметров рассматриваемого участка трубопровода и диагностического снаряда на скорость его 91 движения в потоке упругой жидкости.

2.1.Сравнение зависимостей относительных скоростей снаряда при рассмотрении различных конфигураций профиля газопровода.

2.2. Сравнение времени движения внутритрубного снаряда и рассматриваемого объема газа по участкам с различными 94 профилями трассы.

2.3. Анализ времени движения внутритрубного снаряда в газопроводе при различных коэффициентах перетока.

2.4. Анализ времени движения внутритрубного снаряда в газопроводе при различных коэффициентах трения и весе ВД.

3. Программный комплекс, позволяющий рассчитывать параметры движения диагностического снаряда по рельефному трубопроводу.

Глава 4. Разработка новых подходов к очистке подводных нефтепроводов

1. Процесс формирования парафина и его накопления перед движущимся очистным скребком.

2. Определение условий остановки очистного устройства в подводном нефтепроводе.

3. Экспериментальные исследования свойств парафиновых отложений.

3.1.Определение мгновенного сдвигового усилия.

3.2.Определение длительного сдвигового усилия.

4. Конструктивные решения по извлечению парафиновой пробки из нефтепровода.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Транспорт нефти по подводным трубопроводам с использованием очистных снарядов и устройств для удаления загрязняющих веществ из трубопровода"

Морские нефтяные, газовые и газоконденсатные месторождения в экономической зоне Российской Федерации содержат огромные объемы углеводородов. Около 90% из них перспективны для добычи, при этом в Арктике сосредоточено около 70% общих нефтегазовых ресурсов морей России [35].

Условия окружающей среды разных областей северных морей существенно разнятся. Рассматривая арктические месторождения нефти, газа и газоконденсата, можно обнаружить самые различные природные условия (ледовые, волновые условия, течения, различные рельефы дна, грунтовые условия и т.д.).

Изменчивость данных факторов оказывает существенное влияние на проектирование комплекса морских нефтегазовых объектов в условиях Арктики и, в частности, подводных морских трубопроводов (МТ).

При решении проблем, связанных с освоением морских месторождений, одной из важнейших является выбор способа транспортировки добываемой продукции. В настоящий момент ее транспортируют либо танкерами, либо посредством подводных трубопроводов. Выбор способа транспортировки зависит от ряда показателей, которые становятся известными только после тщательной проработки технической, экологической и экономической составляющих проекта.

Представляется интересным рассмотрение процесса доставки нефти от скважины до МТ, ее дальнейшей транспортировки по трубопроводу до берегового терминала, а также технологических операций очистки и последующей диагностики МТ без остановки эксплуатации.

Актуальность темы диссертационной работы

Развитие морского трубопроводного транспорта углеводородного сырья приобретает в последнее время особое значение в связи с тем, что многие разведанные, но все еще не разработанные месторождения располагаются в условиях повышенной ледовой активности. Это накладывает определенные ограничения на технологию проектирования и эксплуатации как морских нефтегазовых сооружений в целом, так и МТ, транспортирующих нефть, газ и газоконденсат либо от месторождения до берегового (морского) терминала, либо от одного берегового терминала до другого.

Как и в случае рассмотрения эксплуатации сухопутных МТ вопросы очистки и внутритрубной диагностики морских нефтепроводов (МН), проложенных в условиях Арктических морей, представляются крайне важными для обеспечения их надежной безостановочной работы.

В частности, крайне важна проблема определения точного местоположения внутритрубного дефектоскопа (ВД) при его движении по МН, проблема моделирования движения ВД по участку рельефного МН до его запасовки в трубопровод, а также представляется интересным рассмотрение особенностей очистки трубопровода внутритрубными скребками.

Все существующие способы определения продольной координаты ВД имеют свои характерные особенности, которые не позволяют использовать их по отдельности. В связи с этим, как правило, используются комбинированные способы. Математические модели, позволяющие рассчитывать параметры движения ВД, являются либо закрытыми в связи с тем, что разрабатываются коммерческими компаниями, либо недостаточно точными при сравнении с данными промышленных замеров.

В то же время существующие методики очистки МТ ориентированы на сухопутные трубопроводы, где установка узлов приема/пуска средств очистки и диагностики (СОД) возможна практически в любом месте линейной части МТ, что совершенно недопустимо в случаях укладки МТ на глубины свыше 3040 м.

В связи с вышесказанным особое значение приобретает рассмотрение обозначенных проблем в призме условий, характерных для эксплуатации арктических МТ. Данная работа способствует совершенствованию теории и практики эксплуатации морских месторождений, в частности, транспорта нефти с морских акваторий к потребителю путем оптимизации методов и совершенствования технологии транспорта добытой продукции.

Цель диссертационной работы заключается в совершенствовании технологии проведения операций очистки и диагностики внутренней полости морских нефтепроводов.

Для достижения поставленной цели должны быть решены следующие основные задачи:

1. Анализ особенностей эксплуатации МТ в условиях арктических морей:

• анализ особенностей компоновки технологического оборудования, необходимого для сбора, подготовки и дальнейшей транспортировки нефти от морского месторождения до берегового терминала;

• анализ влияния различных процессов на характер движения нефти;

• анализ процесса отложения механических примесей в подводных трубопроводах при транспортировке нефти;

• анализ специфики операций очистки и диагностики внутренней полости МН.

2. Выявление особенностей процессов движения внутритрубного снаряда в потоке перекачиваемой продукции в трубопроводе:

• постановка задачи для математического моделирования;

• выбор и описание численного метода решения системы уравнений;

• рассмотрение этапов движения внутритрубного снаряда по длине трубопровода;

• разработка и описание алгоритма для моделирования движения внутритрубного устройства в потоке капельной жидкости в трубопроводе.

3. Математический анализ численных экспериментов по движению внутритрубного устройства при различных начальных данных системы «трубопровод-В Д»:

• анализ влияния различных параметров системы на характер движения внутритрубного снаряда в потоке капельной жидкости;

• анализ влияния различных параметров системы на характер движения внутритрубного снаряда в потоке упругой жидкости;

• разработка и описание программного комплекса «8СЮС»;

4. Разработка методики расчета критических параметров парафиновой пробки и способа извлечения парафиновой пробки из подводного МТ:

• изучение процесса формирования парафиновых отложений в линейной части МН;

• проведение лабораторных экспериментов по определению мгновенных и длительных усилий сдвига парафина;

• определение критических значений длины парафиновой пробки;

• разработка конструктивного решения, позволяющего удалять парафиновую пробку без использования камер приема/пуска очистных устройств.

Научная новизна

1. Разработана усовершенствованная математическая модель движения V твердого тела в потоке капельной жидкости в трубопроводе, учитывающая рельефность местности, сформулированы дополнительные расчетные этапы процесса.

2. Предложена методика расчета максимально ^ допустимой длины парафиновой пробки, при1 которой очистной скребок будет продолжать поступательное движение в трубе.

3. Рассмотрен новый способ извлечения парафиновых отложений из внутренней полостиподводного МТ.

4. Представлена новая конструкция очистного устройства, разработанного автором и защищенного патентом на полезную модель №63718 «Устройство для'очистки внутренней поверхности трубопровода».

На основе новых научных положений разработан программный комплекс «8СЮС», позволяющий определять местоположение ВД в трубопроводе, а также производить моделирование движения диагностического устройства без его запасовки в трубу на произвольном участке трубопровода. Программный комплекс имеет государственную регистрацию программы ЭВМ №2011610335 (Программа расчета параметров движения внутритрубного дефектоскопа по рельефному трубопроводу).

Методы исследований основываются на применении- физических законов совместного движения твердых тел и потока несжимаемой жидкости при нестационарных режимах, теории численных методов, теории механики грунтов.

Практическая ценность

На основе усовершенствованной математической модели разработан программный комплекс, предназначенный для компьютерного моделирования движения внутритрубного снаряда в потоке углеводородов в трубопроводе.

Использование программного комплекса позволяет повысить точность определения местоположения дефектов и самого ВД, а также безопасность проведения технологической операции внутритрубной диагностики путем выявления участков возможного застревания внутритрубного устройства. Разработана методика определения критических размеров парафиновой пробки, при которых очистное устройство прекратит поступательное движение в трубопроводе. Предложен новый способ удаления парафиновых отложений из внутренней полости МН, позволяющий при его доработке и последующем внедрении повысить эффективность эксплуатации подводных МН, проложенных в условиях Арктических морей.

Достоверность полученных результатов обеспечивается исходными теоретическими, методологическими и практическими данными исследований и подтверждается использованием современных методов, источников по теме диссертации, исследованием функционирования разработанных методик и алгоритмов, данными предыдущих исследований, патентом на полезную модель, государственной регистрацией программы ЭВМ.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертации докладывались на:

1. 60-й Студенческой научной конференции «Нефть и газ» — г.Москва, 2006г.

2. 61-й Студенческой научной конференции «Нефть и газ» - г.Москва, 2007г.

3. XI Международной научно-практической конференции «Повышение нефтегазоотдачи пластов и интенсификация добычи нефти и газа» -г.Москва, 2007г.

4. 1-й московской межвузовской научно-практической конференции «Студенческая наука» — г.Москва, 2007г.

5. Седьмой всероссийской научно-технической конференции молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» — г.Москва, 2007г.

6. 62-й Студенческой научной конференции «Нефть и газ» — г.Москва, 2008г.

7. П-й московской межвузовской научно-практической конференции «Студенческая наука» - г.Москва, 2008г.

8. Всероссийской конференции-конкурсе студентов выпускного курса высших учебных заведений 2008» — Санкт-Петербург, 2008.

9. Международном форуме молодых ученых «Проблемы недропользования» — Санкт-Петербург, 2008.

Ю.Всероссийской научно-технической конференции «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» - г.Тюмень, 2009. 11.111-й Московской межвузовской научно-практической конференции «Студенческая наука» — г.Москва, 2009г.

12.63-й Студенческой научной конференции «Нефть и газ» - г.Москва, 2009г.

13.Восьмой всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» — г.Москва, 2009г.

14.64-й Студенческой научной конференции «Нефть и газ» - г.Москва, 2010г.

Публикации

По результатам выполненных исследований опубликовано 11 печатных работы, в том числе 4 статьи в российских журналах, рекомендованных ВАК.

Структура, объём и содержание работы

Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения и выводов, списка литературы и приложения. Работа изложена на 149 страницах машинописного текста, список литературы включает 104 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых", Калашников, Павел Кириллович

Выводы по 4 главе:

1. При соскребании парафина на сильно запарафиненных трубопроводах длина грязевой пробки будет расти крайне быстро, что приведет к сравнительно скорому превышению критических значений размеров пробки.

2. Снижение длины парафиновой пробки возможно путем ее разрыхления за счет перепуска нефти через байпасные отверстия и путем увеличения температуры нефти.

3. При постоянной вертикальной нагрузке в случае длительного сдвига требуется приложение большего горизонтального усилия, чем для мгновенного сдвига.

4. При более детальной доработке рассмотренный способ удаления парафиновой пробки, накапливающейся в МН, может дать возможность производить очистку протяженных участков МТ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящее время разведка и разработка морских месторождений углеводородов продолжает набирать темпы. Многие из открываемых месторождений находятся в Арктике, в зоне вечных льдов, что делает трубопроводный транспорт все более выгодным способом транспортировки по сравнению с танкерным транспортом. Однако, как было отмечено в данной работе, эксплуатация подводных МТ имеет свои особенности по сравнению с эксплуатацией сухопутных трубопроводов.

В данной работе были проанализированы существующие методики определения местоположения ВД при его движении в перекачиваемом потоке, а также способы очистки внутренней полости МН, и выявлен ряд недостатков, связанных с их использованием. В результате:

1. Была разработана усовершенствованная математическая модель движения твердого тела в перекачиваемом по трубопроводу потоке, на основе которой был разработан программный комплекс «БООС», позволяющий приближенно определять местоположение ВД в трубопроводе, а также производить моделирование движения диагностического устройства без его запасовки в трубу на произвольном участке трубопровода.

2. Представлена новая конструкция очистного устройства, совершающего не только поступательное, но и вращательное движение при движении по трубопроводу, соскребая тем самым дополнительный объем отложений с внутренних стенок трубы.

3. Был рассмотрен новый способ удаления парафиновых отложений, скапливающихся перед движущимся скребком, из полости подводного МН, проложенного в арктических условиях, позволяющий удалять парафиновую пробку без остановки перекачки из трубопроводов, уложенных на значительных глубинах.

4. Была предложена методика определения критической длины парафиновой пробки, при которой ОУ не сможет продолжать поступательное движение в МН, что позволит определять частоту расстановки путевых пунктов сброса парафиновых отложений, а также объемы резервуаров для временного хранения данных отложений.

В заключение, хотелось бы выразить особую благодарность своему научному руководителю д.т.н., профессору Бородавкину П.П. за чуткое руководство, ценные указания и проявленное терпение и д.т.н., профессору Лурье М.В. за помощь в написании второй главы данной диссертационной работы и замечания, высказанные в ходе анализа численных экспериментов, результаты которого представлены в третьей главе.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Калашников, Павел Кириллович, Москва

1. Антипьев В.Н., Васильев Г.Г., Прохоров А.Д. и др. Эксплуатация магистральных нефтепроводов. Техника безопасности и охрана окружающей среды. - Омск: ОмГТУ, 2001. - 261с.

2. Антипьев В.Н., Васильев Г.Г., Прохоров А.Д. и др. Эксплуатация магистральных нефтепроводов. Трубопроводный транспорт нефти. -Омск: ОмГТУ, 2001. 343с.

3. Абакумов A.A. Магнитная интроскопия. М.: «Энергоатомиздат», 1996. -282с.

4. Абакумов A.A., Абакумов A.A. (мл.). Магнитная диагностика газонефтепроводов. М.: «Энергоатомиздат», 2001. — 432с.

5. Адамянц П.П., Гусейнов Ч.С., Иванец В.К. Проектирование обустройства морских нефтегазовых месторождений. — М.: «ЦентрЛитНефтеГаз», 2005. -496с.

6. Александров A.M., Аглицкий В.Е., Кованов П.В., Лурье М.В. и др. Контейнерный трубопроводный пневмотранспорт. — М.: «Машиностроение», 1979.— 269с.

7. Алиев P.A., Белоусов В.Д., Немудров А.Г. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа. М.: «Недра», 1988. 368с.

8. Андриасов P.C., Оськин И.А. Фотометрическое определение температуры кристаллизации парафина в движущемся растворе. НТС «Борьба с отложениями парафина». -М., «Недра», 1965.

9. Белоусов В.Д., Блейхер Э.М. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа. — М.: «Недра», 1978.

10. Ю.Бородавкин П.П., Березин B.JT. Подводные трубопроводы. — М.: «Недра», 1979.-415с.

11. Бородавкин П.П. Механика грунтов: Учебник для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. — 349с.

12. Бородавкин П.П. Морские нефтегазовые сооружения: Учебник для вузов. Часть 1. Конструирование. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. — 555с.

13. Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы (проектирование и строительство). — М.: «Недра», 1982. — 384с.

14. Брил Дж.П, Мукерджи X. Многофазный поток в скажинах. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. — 384с.

15. Бусройд Р. Течение газа со взвешенными частицами. М.: Мир, 1975. — 380с.

16. Вайншток С.М. Трубопроводный транспорт нефти / Васильев Г.Г., Коробков Г.Е., Коршак A.A., Лурье М.В., Писаревский В.М. и др.; под редакцией Вайнштока С.М.: Учебник для вузов: в 2 т. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. Т.1. - 407с.

17. Вайншток С.М. Трубопроводный транспорт нефти / Новоселов В.В., Прохоров А.Д., Шаммазов A.M. и др.; под редакцией Вайнштока С.М.: Учебник для вузов: в 2 т. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. - Т.2. -621с.

18. Васильев Г.Г., Прохоров А.Д., Антипьев В.Н. и др. Эксплуатация магистральных нефтепроводов. Тюмень: «Вектор Бук», 2003. — 664с.

19. Ветошкин A.B., Белкин A.A. Об очистке магистральных нефтепроводов в системе АК «Транснефть» // Трубопроводный транспорт нефти. — 1999. — №5.-с. 23.

20. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности. М.: Недра, 1989. - 286с.

21. Временные технические требования к диагностическому оборудованию для внутритрубной дефектоскопии для ОАО «ГАЗПРОМ», 2007.

22. Вяхирев, Р.И. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений / Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., Мирзоев Д. А. М.: Изд-во Академии горных наук, 1999. — 373с.

23. Галибин Н.П., Припадчев В .Я. Эффективность трубопроводного контейнерного пневмотранспорта. — М.: «Промышленный транспорт», 1974, №12, с.16-21.

24. Гольдзберг B.JI. К расчету технологических параметров пневмотрубопроводов. М.: «Экспресс информация ВНИИЭГазпрома», 1970, №24, с.14-17.

25. Горяинов Ю.А. Морские трубопроводы // Федоров A.C., Васильев Г.Г. и др. М.: «Недра», 2001. - 131с.

26. Губин В.Е., Губин В.В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. М., 1982. - 296с.

27. Гудместад О.Т. Аспекты освоения арктических шельфовых месторождений нефти и газа. М.: ГУЛ Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, 2008. - 56с.

28. Гусейнзаде М.А., Юфин В.А. Методы расчета неустановившегося движения нефтепродуктов и нефтей в магистральных трубопроводах с промежуточными насосными станциями. — М.: «Недра», 1973.

29. Дидковская A.C., Лурье М.В. Компьютерный практикум по трубопроводному транспорту нефти и нефтепродуктов. — М.: «Нефть и газ», 2002.

30. Дмитриев Т.П., Махарадзе Л.И., Гочиташвили Т.Ш. Напорные гидротранспортные системы: Справочное пособие. — М.: «Недра», 1991. — 304с.

31. Елеманов Б.Д., Герштанский О.С. Осложнения при добыче нефти. М.: «Наука», 2007. - 420с.

32. Ершов Т.Б. Математическое ■ моделирование нестационарных газожидкостных потоков в системе пласт-скважина: Дисс. к.т.н. Спец. 05.13.18 / Гливенко Е.В. науч. рук. - М., 2006 (31.10.2006). - 150с. -Автореф. - М., 2006. - 25 с.

33. Животовский JI.C., Смойловская JI.A. Техническая механика гидросмесей и грунтовые насосы. М.: «Машиностроение», 1986. — 224с.

34. Жуковский Н.Е. О гидравлическом ударе в водопроводных трубах. — М.: «Гослитиздат», 1948. — 104с.

35. Золотухин А.Б. Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений и строительство морских сооружений в Арктике: Учебное пособие // О.Т. Гудместад, Ермаков А.И. и др. — М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, 2000. — 770с.

36. Ибрагимов Н.Г. Осложнения в нефтедобыче / Хафизов А.Р., Шайдаков В.В., Хайдаров Ф.Р., Емельянов A.B. и др. — Уфа: ООО «Издательство научно-технической литературы «Монография»», 2003. — 302с.

37. Игнатьев В.Г. Экспериментальные исследования особенностей перекачки структурированных парафинистых нефтей центробежными насосами в системах промыслового сбора и транспорта: Дисс. к.т.н. Спец. 05.15.13. Небит-Даг, 1971. - 271 с.

38. Кадлин Д.Д., Хармен Ч.М. Результаты экспериментального исследования и анализ течения в трубе пневмоконтейнерной системы при движении контейнера. -М.: «Мир», 1976, № 2, с.187-192.

39. Калинин А.Ф. Технологии промысловой подготовки и магистрального транспорта природного газа. М.: «МПА-Пресс», 2007. - 323с.

40. Капустин К.Я., Камышев М.А. Строительство морских трубопроводов. -М.: «Недра», 1982. 207с.

41. Ким Д.П. и др. Автоматизированная система сопровождения внутритрубного снаряда в нефтепроводе // Ким Д.П., Мунасипов Г.Р., Коновалов Н.М., Супрунчик В.В., Батищев В.Я. Трубопроводный транспорт нефти. — 1999. — № 5. — с.27.

42. Климовский Е.М. Очистка полости и испытание магистральных и промысловых трубопроводов. М.: «Недра», 1972. -255с.

43. Климовский Е.М. Продувка и испытание магистральных трубопроводов. -М.: «Недра», 1986.

44. Климовский Е.М., Колотилов Ю.А. Очистка и испытание магистральных трубопроводов. М., Недра, 1987. — 174с.

45. Кондратьев H.A. Исследование электродинамических свойств водо-нефтяных эмульсий и парафиновых отложений с целью определения влажности: Дисс. к.т.н. Спец. 05.17.07. -М., 1971. — 145с.

46. Котен В.Г. Вопросы трубопроводного транспорта туркменских высокозастывающих парафинистых нефтей: Дисс. к.т.н. Спец. 05.15.13. -М., 1967.-260с.

47. Кошляков Н.С., Глинер Э.Б., Смирнов М.М. Уравнения в частных производных математической физики. — М.: «Высшая школа», 1970. 712с.

48. Кравченко И.И., Гайсин А. Выделение парафина из девонской нефти. Новости нефтяной техники. Серия: Нефтепромысловое дело, вып. 5, 1952.

49. Кузнецов М.В., Новоселов В.Ф. и др. Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров: Учебник для вузов / Новоселов В.Ф., Тугунов П.И., Котов В.Ф. М.: «Недра», 1992. - 238 с.

50. О.Кузнецов Н.П. Совершенствование технологий предупреждения парафино-солевых отложений и коррозии в нефтепромысловом оборудовании (на примере месторождений ОАО "Юганскнефтегаз"): к.т.н. Спец. 05.15.06. (30.06.99.-).

51. Кузнецов П.Б. Исследование процесса парафинизации магистральных нефтепроводов: Дисс. к.т.н. Спец. 05.15.13. — М., 1978.— 147с.

52. Лурье М.В., Полянская Л.В. Исследование движения в пневмотранспортных магистралях. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1973, № 4, с. 181-184.

53. Лурье М.В. Разработка математических методов расчета трубопроводного пневмотранспорта грузов в контейнерах. В кн.: Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, М., «ВНИИОЭНГ», 1975, № 3, сЛ4-16.

54. Лурье M.B. Трубопроводный транспорт нефтепродуктов. М.: «Нефть и газ», 1999.

55. Лурье М.В., Полянская Л.В. Об одном опасном источнике волн гидравлического удара в нефте- и нефтепродуктопроводах. — М.: «Нефтяное хозяйство», №8, 2000.

56. Лурье М.В. Задачник по трубопроводному транспорту нефти, нефтепродуктов и газа: Учебное пособие для вузов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 349с.

57. Лурье М.В. Математическое моделирование процессов трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. — М.: «Нефть и газ», 2003. — 336с.

58. Михайлова H.A. Перенос твердых частиц турбулентными потоками воды. Л.: «Гидрометеоиздат», 1966. — 234с.

59. Мовсум-заде Э.М. и др. Морская нефть. Трубопроводный транспорт и переработка продукции скважин // под ред. Шаммазова A.M. — СПб.: «Недра», 2006. 192с.

60. Мустафин Ф.М., Гумеров А.Г., Квятковский О.П., Котельников С.А. и др. Очистка полости и испытание трубопроводов. М.: «Недра», 2001. — 255с.

61. Мухтаров К.А., Мамаев В.А. Движение капсулы в трубопроводе. М.: «Нефтяное хозяйство», 1971, №1, с.57-59.

62. Нежевенко В.Ф. Разработка методов борьбы с парафинизацией промыслового оборудования. Материалы выездной сессии постоянной комиссии по добыче нефти, ГНТК РСФСР, ГОСИНТИ, 1960.

63. Нормы проектирования и строительства морского газопровода: ВН 391.9-005-98 / ИРЦ Газпром. М., 1998. - 32с.

64. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. Стандарт ОАО «Газпром». М.: ОАО «Газпром», ООО «ВНИИГАЗ», ОАО «Гипроспецгаз», ОАО «Гипрогазцентр», ДОАО «Оргэнергогаз», 2006.- 192с.

65. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы. ОНТП 51-1-85. Мингазпромсогласовано с Госстроем СССР и с ГКНТ СССР). М.: Мингазпром, 1985.-219с.

66. Пантелеев Г.В. Исследование процесса образования парафиновых отложений в трубах. — М.: 1967.

67. Пантелеев Г.В. Исследование процесса образования парафиновых отложений в трубах: Дисс. к.т.н. Спец. 05.15.06. 1967. 189с.

68. Папуша А.Н. Проектирование морского подводного трубопровода: расчет на прочность, изгиб и устойчивость морского трубопровода в среде Mathematica: Учебное пособие для вузов. — Москва-Ижевск: «РХД», 2006. -328с.

69. Писаревский В.М. Трубопроводный транспорт нефтей с аномальными свойствами // Поляков В.А., Прохоров А.Д., Сощенко А.Е., Черняев В.Д., Челинцев С.Н. М.: «Нефть и газ», 1997. - 56с.

70. Роуч П. Вычислительная гидромеханика. М.: «Мир», 1980. - 618с.

71. Сарданашвили С.А. Расчетные методы и алгоритмы (трубопроводный транспорт газа). М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, 2005. - 577с.

72. Силаш А.П. Добыча и транспорт нефти и газа. в 2 т. — М.: «Недра», 1980.-Т.2.-263с.

73. Смолдырев А.Е. Трубопроводный транспорт. Изд. 2-е, переработ, и доп. (1-е изд. 1961). -М.: «Недра», 1970. -272с.

74. Смолдырев А.Е. Трубопроводный транспорт. Изд. 3-е, переработ, и доп. (2-е изд. 1970). -М.: «Недра», 1980. - 293с.

75. Сулейманов А.Б., Кулиев Р.П. и др. Эксплуатация морских нефтегазовых месторождений. — М.: «Недра», 1986. 285с.

76. Супрунчик В.В., Коновалов Н.М., Мызников М.О. Система сопровождения внутритрубных снарядов ССВС-001 // Трубопроводный транспорт нефти. — 2003. № 12. Приложение. — с.9.

77. Тарасов В.К., Харин А.И., Гусак JI.H. Двухфазные потоки в напорном гидротранспорте: Учебное пособие. — М.: МИСИ, 1987. — 108с.

78. Технологии, оборудование, приборы для ремонта основных объектов магистральных трубопроводов: Справочное пособие. — 2-е изд., испр. и доп. — Уфа: «ДизайнПолиграфСервис», 2006. — 392с.

79. Тронов В.П. Исследование сцепляемости нефтяных парафинов с поверхностью некоторых материалов. / Вопросы геологии, разработки, бурения скважин и добычи нефти. Бугульма, 1961.

80. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. М.: «Недра», 1970.

81. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. и др. Транспорт и хранение нефти и газа. — М.: «Недра», 1975.

82. Турчак JI. И. Основы численных методов: Учебное пособие для вузов. -М.: «Наука», 1987. -318с.

83. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. М.: «Мир», 1972. - 440с.

84. Фролов Ю.А., Новоселов В.Ф. Очистка полости действующих магистральных трубопроводов. Уфа: УНИ, 1989. — 92с.

85. Хороших A.B., Сурков Ю.П. и др. Сравнение результатов магнитной и ультразвуковой дефектоскопии газопровода, подверженного коррозионному растрескиванию. Дефектоскопия, 1997, №12, с.49-57.

86. Цветков Л.А. Транспорт парафинистых и эмульсионных нефтей по промысловым нефтепроводам. Куйбышев, 1953.

87. Ширджанов Н. Особенности трубопроводного транспорта парафинистых нефтей: Дисс. к.т.н. Спец. 05.15.13. 1967. 137с.

88. Щербаков А.З. Транспорт и хранение высоковязких нефтей и нефтепроуктов с подогревом. — М.: «Недра», 1981. — 220с.

89. Шутов В.Е., Васильев Г.Г., Прохоров А.Д. Механика грунтов. М.: «Недра», 2001.-224с.

90. API RP-2N: Reccomended Practice for Planning, Designing and Constructing Structures and Pipelines for Arctic Conditions. American Petroleum Institute, 1995.- 123pp.

91. API RP-2A-LRFD: Reccomended Practice for Planning, Designing and Constructing of Fixed Offshore Platforms Load and Resistance Factor Design, 1993.-220pp.

92. Chourinaud L.E. Estimation of burial depths for pipelines in the Beaufort Sea. Proceedings, 12th International Conference on Port and Ocean Engineering under Arctic Conditions (POAC), Hamburg, 1993, 2, 541-650.

93. Fujiwara Y., Tomita Y., Satou H., Funatsu K. Characteristics of Hydraulic Capsule Transport. International Journal, 1994, vol. 37, №1.

94. Jessen F.W., Howell J.N. Effect of Flow Rate on Paraffin Accumulation in Plastic, Steel and Coated Pipe. J. of Petroleum Technology AJME, vol.10, №4, April, 1958.

95. Marcellus R.W., Palmer A.C. Shore crossing techniques for Arctic submarine pipelines. Proceedings, Fifth International Conference on port and Ocean Engineering under Arctic Conditions, Trondheim, 1979, 3, 201-215.

96. Palmer A.C. Deep water pipelines. Proceedings, Offshore technology Conference, Houston, 1994, 4, 291-300.

97. Penberthy Jr. W.L., Shaughnessy C.M. Sand Control. Society of Petroleum Engineers, 1992.- 108pp.

98. Shippen Mack, Scott Stuart. Offshore Multiphase Production Operations. Society of Petroleum Engineers, 2004. 440pp.

99. Tomita Y., Yamamoto M., Funatsu К. Motion of a Single Capsule in a Hydraulic Pipeline. J. Fluid Mech., 1986, vol.171.

100. Vinson T.S., Palmer A.C. Physical model study of Arctic pipeline settlements. Proceedings, Fifth International Conference on Permafrost, Trondheim, 1988, 2, 1324-1329.