WWW.KONFERENCIYA.SELUK.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА - Конференции, лекции

 

Pages:   || 2 | 3 |

«VIII НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ МОЛОДЁЖИ ОАО СЕВЕРНЫЕ МН 20 – 22 ноября 2007 г. МАТЕРИАЛЫ КОНФЕРЕНЦИИ УХТА, 2007 УДК 04 (061.3) К 65 VIII научно-техническая конференция молодёжи ...»

-- [ Страница 1 ] --

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО «СЕВЕРНЫЕ МАГИСТРАЛЬНЫЕ НЕФТЕПРОВОДЫ»

VIII НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ

МОЛОДЁЖИ ОАО «СЕВЕРНЫЕ МН»

20 – 22 ноября 2007 г.

МАТЕРИАЛЫ КОНФЕРЕНЦИИ

УХТА, 2007

УДК 04 (061.3)

К 65

VIII научно-техническая конференция молодёжи ОАО «Северные МН» [Текст]:

материалы конф., г. Ухта, 20-22 нояб. 2007 г. / под ред. О.В. Чепурного. – Ухта:

УГТУ, 2007. – 72 с.

ISBN 978-5-88179-484-2 В сборнике представлены материалы VIII научно-технической конференции молодёжи ОАО «Северные МН» (20-22 ноября 2007 г.). Рассмотрены актуальные проблемы по направлениям: проектирование, строительство, эксплуатация и реконструкция магистральных нефтепроводов; механо-энергетическое оборудование, защита от коррозии; автоматизация систем управления технологическими процессами и связь; промышленная, пожарная, экологическая безопасность, охрана труда; метрология, диспетчеризация, товарно-транспортная работа; экономика, управление и правовые вопросы в сфере трубопроводного транспорта нефти.

Редакционная группа: Федоров В.Т.

Безродных И.А.

Кузнецов С.Е.

Чепурная А.В.

© ОАО «Северные магистральные нефтепроводы», ISBN 978-5-88179-484- Уважаемые участники VIII научно-технической конференции молодёжи ОАО «Северные МН»!

С 2000 года в ОАО «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть» проводятся научно-технические конференции среди молодых специалистов. Год от года увеличивается число участников конференции, работников ОАО «СМН» и студентов. При этом требования к качеству представленных научных докладов постоянно растут.

АК «Транснефть» активно развивается, наращивая объёмы строительства трубопроводной системы в восточном и южном направлениях. Укрепляя свою экономическую мощь, Компания нуждается в молодых специалистах, нацеленных на решение нестандартных производственных задач, умеющих видеть перспективу и радеющих за своё предприятие.

Научные форумы, которыми являются НТКМ, призваны повысить профессиональную и научную активность молодёжи, и с этой целью они успешно справляются. Уверен, что идеи и разработки, озвученные в секциях конференции, найдут свое практическое применение, что непременно скажется на экономической эффективности предприятия.

Ежегодно издаваемый сборник материалов научно-технической конференции поможет каждому из участников получить представление о проблематике исследовательских работ, характере материала, позволит исключить возможность повторения заявленной темы.

От имени коллектива ОАО «Северные МН» и от себя лично поздравляю всех участников с открытием VIII научно-технической конференции молодёжи.

Желаю вам уверенности в своих силах и заинтересованных слушателей, удачи, новых знакомств, справедливой оценки коллег. А победителям – достойно представить свои работы на заключительном этапе конференции.

Генеральный директор ОАО «Северные МН» О.В. Чепурной

ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СТРОИТЕЛЬСТВО, ЭКСПЛУАТАЦИЯ

И РЕКОНСТРУКЦИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

УДК 622.692.4.07:620.197;621. Материалы XXI века Брызгалов Д.А.

ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

Предприятия нефтегазовой отрасли во всех странах имеют большое экономическое и стратегическое значение и строятся в расчете на многолетнюю эксплуатацию. Металлоконструкции и оборудование нефтегазовых предприятий эксплуатируются в сложных условиях, характеризующихся высокой коррозийно-эрозийной агрессивностью рабочих сред (технологические жидкие и газообразные среды, нефть и нефтепродукты и т.п.). Ремонт подобных сооружений требует больших затрат и крайне осложнён необходимостью их вывода из технологического цикла, а также характерной для них территориальной удаленностью.

Проблема предотвращения развития коррозии наиболее актуальна для нефтяной и газовой промышленности, отказы объектов которой часто связаны с взрывами, возгоранием, выбросом углеводородного сырья, разливом нефтепродуктов, что наносит значительный экономический и экологический ущерб, а в ряде случаев сопровождается человеческими жертвами. Борьба с коррозией представляет собой комплекс задач, включающих коррозионный мониторинг, создание оборудования в коррозионностойком исполнении и поддержание его надежности при эксплуатации.

Наиболее широко распространенным способом защиты металлических конструкций от коррозии является применение лакокрасочных материалов.

Правильный выбор покрытий позволяет максимально продлить сроки их службы и снизить эксплуатационные затраты. В связи с этим, главное требование к защитным покрытиям для объектов нефтегазового комплекса – способность обеспечить максимальную долговечность конструкции.

Целью работы является предложение решения проблем коррозийной защиты путём применения новой отечественной разработки – комплексной антикоррозийной защитной системы АРГОФ.

Предлагаемое покрытие обладает отличными защитными и эксплутационными показателями:

универсальность нанесения покрытия (металл, бетон, дерево);

пониженные требования к подготовке поверхности и условиям для окраски: возможность нанесения на корродированную поверхность, возможность нанесения в интервале температур от - 10 до + 35 °С;



высокая термоустойчивость (рабочие температуры в интервале от - полная инертность к действию нефтепродуктов;

устойчивость ко многим химически агрессивным средам (растворы кислот и щелочей, сернистый газ, соляной туман, калийные среды, морская вода и т.д.);

адгезия к различным материалам на уровне 1 балла;

длительный срок службы покрытия (в зависимости от среды 5-50 лет);

ремонтопригодность;

высокая гидрофобность (не впитывает в себя воду);

высокая абразивно- и износостойкость;

низкая цена (в сравнении с отечественными и зарубежными материалами такого уровня).

Уже сейчас антикоррозионное покрытие на основе системы АРГОФ успешно решает проблему коррозии в различных отраслях промышленности:

нефтегазовый комплекс (резервуары для хранения нефти, нефтепродуктов и пластовой воды, трубопроводы, нефтепромысловое оборудование, морские платформы);

химическая промышленность;

судостроение (нефтяные танкеры, сухогрузы для перевозки агрессивных сред);

электромашиностроение и электроэнергетика (подстанции, опоры ЛЭП, пропитка и окраска электродвигателей, турбогенераторов);

Отличные защитные свойства антикоррозийного покрытия на основе системы АРГОФ подтверждены протоколами испытаний:

ЗАО Центральный ордена Трудового Красного Знамени научноисследовательский и проектно-конструкторский институт морского - покрытие АРГОФ рекомендовано для применения при постройке, эксплуатации и ремонте судов;

- покрытие АРГОФ рекомендовано для защиты от коррозии и повышения огнестойкости резервуаров и цистерн для хранения нефти и нефтепродуктов.

ФГУП Государственный научно-исследовательский институт гражданской авиации - покрытие АРГОФ рекомендовано для защиты внутренней поверхности цистерн для перевозки реактивного топлива РТ-1 и др.

ООО ПермНИПИнефть - эмаль АРГОФ-ЭП рекомендована для антикоррозионной защиты нефтяных резервуаров и резервуаров водоподготовки.

Ввиду столь высоких физико-химических показателей, имеет смысл провести аттестационные испытания покрытий АРГОФ на соответствие техническим требованиям «Правил антикоррозийной защиты резервуаров» и «Правил антикоррозийной защиты надземных трубопроводов, конструкций и оборудования объектов магистральных нефтепроводов» для использования в качестве системы антикоррозийной защиты на объектах трубопроводного транспорта нефти.

УДК 622.692.2-715. донных отложений в стальных резервуарах ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

В процессе эксплуатации резервуаров для хранения нефти в их донной части скапливаются (отлагаются) конгломераты в виде смеси твердых и аморфных образований, которые состоят из механических частиц и «тяжелых» углеводородных соединений: парафинов, битумов, смол и асфальтенов.

Количество донных отложений при многолетней эксплуатации резервуара может достигать 15 % от его объема, что снижает полезную вместимость резервуара и приводит к коррозионному разрушению днища.

Для борьбы с отложениями парафина в настоящее время широко используются устройства предотвращения и размыва осадка (размывочные головки, устройства «Диоген», «Тайфун» и т. д.).

Для предотвращения выпадения осадков в резервуарах устанавливают специальные устройства – размывочные головки или гидравлическую систему размыва донных отложений.

Предотвращение накопления и размыв парафинистого осадка на дне резервуара также может осуществляться с помощью системы размыва и предотвращения накопления парафинистого осадка в нефтяных резервуарах.

Эта система состоит из насосного агрегата, группы веерных кольцевых сопел, обвязывающих их трубопроводов, задвижки, фильтра, манометра.

В процессе эксплуатации описанных выше гидравлических систем размыва донных отложений выяснилось, что их эффективность недостаточна. Со временем трубопроводы системы разрушаются, подвижные части сопел засоряются, теряют подвижность, снижая эффективность размыва. Проведение работ внутри резервуара опасно, трудоемко и требует значительных материальных затрат.

В конце 80-х годов начал применяться другой способ размыва донных отложений, который заключался в том, что весь объем нефти внутри резервуара приводился в интенсивное движение с помощью специальных устройств путем формирования направленного потока нефти, меняющего свое направление. В этих устройствах струя нефти создается с помощью специального винта. В зависимости от его конструкции получают короткую расширяющуюся струю с большой опорной площадью и малой скоростью или длинную узконаправленную струю малого поперечного сечения с большой скоростью потока (устройства типа «Диоген», «Тайфун»).

Резервуары различного производства, эксплуатируемые в Германии, США, Канаде и других странах, оснащены стационарными винтовыми устройствами размыва, которые периодически включаются в работу. Сравнивая технико-экономические показатели отечественных и зарубежных устройств размыва донных отложений в резервуарах с нефтью, можно сделать вывод, что отечественное устройство «Диоген-700» не уступает лучшим зарубежным аналогам, а его применение наиболее выгодно по стоимости.

УДК 621.64:620.197. деталей трубопроводных систем методом железнения ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

Трубопроводный транспорт является одним из наиболее развитых видов транспорта жидких и газообразных углеводородов. Существующая система магистральных трубопроводов обеспечивает транспорт нефти и газа потребителям России, странам СНГ и Западной Европы. Безопасная эксплуатация трубопроводных систем зависит от множества факторов, основным из которых является своевременное и качественное проведение различного вида ремонтов. Трубопроводные системы изнашиваются, и задача обеспечения высоконадежного и безопасного транспорта углеводородов в условиях дефицита финансовых и материальных ресурсов может быть эффективно достигнута только за счет перехода на выборочные методы ремонта.





Существующие технологии выборочного ремонта локальных участков трубопровода предусматривают проведение большого объема работ, что значительно увеличивает сроки выполнения и их стоимость. Техникоэкономические показатели проведения выборочного ремонта трубопровода ещё более ухудшаются в зимний период, особенно в условиях Крайнего Севера.

Таким образом, разработка современного метода выборочного ремонта, для увеличения срока службы элементов и деталей трубопроводов путем восстановления прочности металла, является актуальной задачей.

Ремонт локального дефекта стенки трубопровода с использованием метода электролитического наращивания металла на поврежденные участки поверхности, путем образования в растворах солей, кислот и щелочей (электролитов) при прохождении через них постоянного электрического тока заряженных частиц – ионов. Это метод твердого осталивания или железнения, при восстановлении рабочих параметров деталей различного назначения.

УДК 622.692.4:621.792.8- Усовершенствование конструкции герметизатора «Каймана»

ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

При вырезке дефектов и замене участков на линейной части магистрального нефтепровода необходимо быстро и качественно произвести герметизацию полости трубопровода.

Герметизатор может выполнять следующие задачи:

- герметизация полости нефтепровода;

- удержание статического давления;

- повторное использование герметизатора после проверки технического состояния его составных частей;

- очистка трубопровода при движении герметизатора.

Основной рабочей поверхностью герметизатора является герметизирующая оболочка, которая в процессе эксплуатации может быть повреждена.

Ремонт герметизатора производится на заводе Транснефтемаш г. Великие Луки, закупка герметизирующего элемента на ЗАО «Томский завод электроприборов». На ремонт герметизатора, который мы рассматриваем в данной работе, было затрачено 239516 руб. Сам ремонт занял около двух месяцев. В связи с этим, хотелось бы предложить производить закупку запасных частей и производить ремонт герметизатора силами Вологодском РНУ, что приведёт к снижению затрат и срока проведения ремонта.

Также в своей работе я хочу предложить усовершенствование конструкции герметизатора «Кайман».

Так как для замены герметизирующей оболочки необходимо разболтить 48 болтов, предлагаю заменить болтовое крепление обжимными кольцами, которые будут крепиться на 4 шпильках, что снизит время ремонта и обеспечит простоту замены повреждённой герметизирующей оболочки герметизатора.

УДК 622.692.4:621.643.23;620. Разработка критериев оценки состояния материала трубопроводов по микротвердости Ухтинский государственный технический университет Основной задачей нефтегазотранспортных предприятий является надежная и безопасная эксплуатация трубопроводов.

Чаще обычного аварийные разрушения трубопроводов связаны не только с коррозией, но и с изменением текущего функционального состояния металла труб.

Среди неразрушающих методов оценки структурного состояния металла действующих нефтегазопроводов весьма перспективен метод измерения твердости с малой нагрузкой (ТМН). По своим задачам этот метод наиболее соответствует методу измерения микротвердости.

Разработка методики по оценке структурного состояния металла действующих нефтегазопроводов методом твердости с малой нагрузкой и является целью настоящей работы.

Для исследования были отобраны образцы трубной стали 17Г1С различных заводов-производителей. Проведены испытания на растяжение, в результате чего определены характеристики основных механических свойств металла. Выполнена металлография структуры образцов стали. Проведены испытания на твердость под действием нагрузки В ходе испытаний измеряют микротвердость поверхности образца в нескольких областях и рассчитывают средние числа ТМН. Построены графики изменения средних значений твердости при малых нагрузках в условиях одноосного нагружения. Установлены важные выводы: во-первых, подтверждена правильность выбора прибора и метода измерения твердости при малых нагрузках (он оказался чувствительным к изменению состояния сплава 17Г1С, в данном случае – к напряженному), о чем свидетельствует изменение средней твердости в процессе нагружения; во-вторых, данные, полученные в разных областях образца различны, как и напряженное состояние, следовательно, можно сделать вывод о приемлемой разрешающей способности метода.

Кроме средних чисел ТМН были определены статистические показатели результатов измерения на каждом шаге нагружения в каждой области. В результате их анализа установлено, что из всех перечисленных показателей наибольшую корреляционную зависимость с величиной приложенных нагрузок имеет дисперсия выборки ТНМ. Построены графики зависимости дисперсии от напряжений в образце.

Результатом лабораторных испытаний стали следующие научнопрактические выводы: во-первых, по показаниям микротвердости можно оценить напряжения в металле трубопроводов, во-вторых, можно установить, ниже эти напряжения физического предела текучести или нет, втретьих, определить испытывал ли металл в прошлом пластические деформации, в-четвертых, оценить его пластические свойства.

УДК 622.692.4:658.382. Эксплуатация опасных производственных объектов магистрального транспорта нефти по их действительному техническому состоянию Системный кризис экономики страны, породивший технические и финансово-экономические проблемы, связанные заменой выработавшего свой ресурс основного промышленного оборудования, требовал поиска новых решений в области технической диагностики и неразрушающего контроля.

В указанных условиях одним из самых привлекательных методов НК оказался метод акустической эмиссии (АЭ). Опыт применения данного метода показывает, что существующая технология позволяет выявлять не только трещиноподобные дефекты, но и коррозионные повреждения и зоны пластической деформации. Важнейшим преимуществом является способность обнаруживать как недопустимые повреждения внутренней структуры материала, так и дефекты, ещё не достигшие критического размера, но имеющие тенденцию к развитию.

Тем не менее, прогноз разрушения объекта с развивающимся дефектом по данным акустической эмиссии представляет собой достаточно нетривиальную проблему. Даже применяя дополнительный дефектоскопический контроль традиционными методами (ультразвуковым, рентгеновским, магнитным и т.п.), зачастую можно лишь констатировать превышение геометрических размеров дефекта браковочного уровня, но не степень его опасности. Это связано с тем, что традиционные методы проводят оценку опасности дефекта по косвенным признакам и ничего не говорят о том, на какой стадии развития находился дефект в момент проведения АЭ контроля.

На современном уровне развития АЭ метода существуют только два решения, позволяющие осуществлять безопасную эксплуатацию производственного объекта, имеющего дефект. Для уверенного прогнозирования развития дефектов необходим либо непрерывный мониторинг, либо регулярный периодический контроль.

Регулярный контроль имеет тот недостаток, для его проведения требуется значительный объём подготовительных работ, зачастую превышающий стоимость собственно диагностики.

Стационарные системы контроля (комплексы мониторинга) лишены вышеуказанного недостатка и позволяют осуществлять непрерывный контроль и прогнозирование технического состояния опасных объектов.

В предлагаемом докладе рассматриваются вопросы построения систем мониторинга на опасных производственных объектах магистрального транспорта нефти и, как следствие, переход к эксплуатации данных объектов по их действительному техническому состоянию.

УДК 622.692.4- Альтернативные методы очистки внутренней полости МН от АСПО ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

При эксплуатации МН важным моментом является поддержание заданного проходного сечения. Это достигается путем удаления асфальтопарафинистых отложений (АСПО) с внутренней поверхности трубопровода.

На сегодняшний день для удаления АСПО используется промывка участков трубопроводов перекачиваемой нефтью, однако этот способ не позволяет эффективно бороться с отложениями. Также проводится механическая очистка внутренней полости МН путем периодических пропусков очистных устройств (ОУ).

При этом имеется масса недостатков, таких как высокая трудоемкость процессов пуска и приема ОУ, необходимость внесения корректировок в режим работы МН, сложности дренажа нефти из камеры приема в зимнее время и другие.

Альтернативой механической очистке может выступать использование удаляющих АСПО веществ. Данный метод наряду с высокой эффективностью более технологичен и менее вреден с экологической точки зрения.

Весьма перспективными с этой точки зрения выглядят металлосодержащие ПАВ, общей формулой Ме-(R-СОО)n, представляющие собой соли жирных кислот, где R – углеводородный радикал, содержащий 6 – 9 атомов углеводорода.

Использование подобных присадок может дать комплексный эффект:

- существенное снижение парафиноотложения во внутренней полости МН, технологических трубопроводах и резервуарах;

- улучшение реологических свойств нефти за счет ингибирования образования парафинами объемной кристаллической решетки;

- снижение потерь УВ при «малом» и «большом» дыханиях резервуаров, за счет уменьшения ДНП нефти.

Особенно перспективно выглядит использование таких ПАВ при строительстве новых МН в приполярных областях для повышения надежности, технологичности и экологичности процесса транспорта нефти.

УДК 629.056. Применение спутникового GPS навигатора в условиях работы ЛЭС ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

В условиях работы линейной эксплуатационной службы возникает необходимость в точных измерениях расстояния и поиске требуемого участка как на местности, так и на МН. Поиск дефектных участков МН, как один из видов работ производимых ЛЭС, требует использования измерительного приспособления.

Для выполнения производственных задач ЛЭС предлагаю использовать спутниковый GPS навигатор.

Для поиска требуемого участка или точки необходимо внести в навигатор отправную точку текущего местоположения (координаты вносятся автоматически), затем, продвигаясь в направлении требуемого участка (направление указывается на дисплее), наблюдаем за цифровым отображением расстояния на дисплее.

В качестве источника питания прибора используются две батарейки типа АА. После включения прибора GPS приемник начинает проводить поиск спутников для расчета местоположения.

Прибор имеет широкий спектр применения в позиционировании в условиях трассы. Его использование существенно улучшит качество производства работ и сократит время на их выполнение.

УДК 622.692.4:622.278-6(470.1/.2) Аналитический обзор основных достижений в области технологии транспорта вязкой нефти и нефтепродуктов в осложнённых условиях северных широт Ухтинский государственный технический университет 1. В настоящее время в большинстве промышленно развитых стран существует тенденция увеличения добычи парафинистых и высоковязких нефтей, а также производства высоковязких и быстрозастывающих нефтепродуктов, вследствие чего все большее внимание уделяется проблемам, связанным с их транспортированием по трубопроводам.

2. Один из самых распространённых способов снижения вязкости и уменьшение коэффициента гидравлического сопротивления – повышение температуры.

3. Осуществление способа «горячей» перекачки при попутном обогреве нефтепровода или мазутопровода позволяет создать оптимальную температуру перекачки жидкости по всей длине трубопровода, обеспечить пуск и периодическую работу независимо от времени остановки, но в этом случае требуется обустройство его теплоносителем. В случае «горячей» перекачки трубопроводы оборудуют средствами путевого подогрева.

4. Для наиболее правильного выбора того или иного способа подогрева, как показала зарубежная практика проектирования, сооружения и эксплуатации «горячих» нефтепроводов, при рассмотрении проектов и осуществлении строительства «горячих» трубопроводов в каждом конкретном случае необходимо проводить тщательный технико-экономический анализ. На данный момент в качестве источников попутного подогрева широко распространены жидкие и газообразные теплоносители (пар, горячая вода, масло, дымовые газы и т.п.).

5. В последние годы за рубежом стали применять различные способы электроподогрева высоковязких нефтей и мазутов.

6. В мировой практике применяются также и другие способы, обеспечивающие нормальную работу трубопроводов, например с помощью добавления разбавителей.

7. Более рациональным способом, чем перекачка с разбавителями, может оказаться применение специальных присадок, полученных из остаточных фракций первичной переработки легкой нефти.

8. Использование полимерных присадок позволило найти оптимальный способ решения проблемы транспортирования нефти на одном из подводных промыслов в Мексиканском заливе.

9. Один из способов подготовки вязких нефтей и нефтепродуктов для трубопроводного транспорта – термообработка. Еще более существенный эффект достигается при сочетании термообработки с «горячей» перекачкой, в особенности в случае дальнего транспорта нефтепродукта.

10. В качестве хорошей перспективы за рубежом рассматривается возможность обеспечения надежного режима транспортирования вязкой и высоковязкой нефтей путем их предварительной структурной обработки с целью изменения характеристики по вязкости.

УДК 665.613.22:665.7.038. Оптимизация ввода депрессорной присадки на основании данных, полученных в процессе изучения выпадения парафиновых отложений из нефти, транспортируемой по МН «Уса-Ухта-Ярославль»

Ухтинский государственный технический университет Строительство пункта подогрева на НПС «Чикшино» способствовало увеличению количества выпадающего из нефти парафина, приходящего из трубопровода вместе с очистным скребком на НПС «Синдор» и НПС «Микунь». Основными факторами, влияющими на выпадение парафина, являются физико-химические свойства перекачиваемой нефти, изменение температурного режима нефти во время движения по трубопроводу, содержание растворенных газов, характер движения жидкости и др. Выпадение твердого парафина из раствора происходит при температуре 12 - 20 °С, а расплавляется парафин при температуре 50 - 55 °С. Одним из условий образования парафиновых отложений является низкая температура, при которой уменьшается растворимость парафина в нефти. При снижении температуры нефть становится перенасыщенной, и из нее выпадают кристаллы парафина – на этом свойстве основан метод визуальной поляриметрической методики измерения температур насыщения нефтей парафинами. В результате проведения опыта получили, что температура массового выпадения парафина из Усинской нефти составляет 40 °С.

Дополнительно были проведены исследования по измерению температуры выпадения парафинов с помощью прибора для определения температуры насыщения нефти парафином (ПТП – 1М). На основе полученных результатов был построен график, из которого следует, что парафин начинает выпадать при 42 – 43 °С. Так же были произведены расчеты по определению места наибольшего выпадения парафина, которые показали, что примерно на 63 км от НПС «Чикшино» отложения достигают максимальной толщины.

На участке НПС «Чикшино» - НПС «Ухта-1» выпадение парафина будет меньшим по отношению к другим участкам из-за небольшой удаленности от пункта подогрева на НПС «Чикшино». Выпадение парафина на участке НПС «Ухта-1» - НПС «Синдор» будет максимальным, так как на этот участок приходится место наибольшего оседания парафиновых отложений.

Участки НПС «Синдор» - НПС «Микунь» и НПС «Микунь» - НПС «Урдома»

так же характеризуются значительными отложениями парафина в связи с удаленностью от пункта подогрева, а также из-за более низких высотных отметок местности, по которым проходит трубопровод. Одним из направлений предотвращения парафинообразования и удаления уже образовавшихся отложений является использование химических реагентов. Для перекачиваемой смеси нефтей в ОАО "СМН" совместно с РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина была создана депрессорная присадка ДПН-1 на базе отечественных сополимеров этилена с винилацетатом (этилен) и углеводородного растворителя (зимнее дизтопливо).

Таким образом, из вышеуказанных аспектов можно сделать вывод об оптимизации ввода модификаторов на участке НПС «Чикшино» - НПС «Урдома»: на участках «Ухта-1» - «Синдор» и «Микунь» - «Урдома» необходимо вводить депрессорные присадки. На остальных участках ввод присадок менее необходим, а так как химические реагенты отличаются высокой стоимостью, можно снизить расходы на их приобретение, если вводить их на определенных выборочных участках.

УДК 624. Влияние грунтовых условий площадки строительства на эксплуатацию зданий и сооружений нефтеперекачивающей станции ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

Надежная эксплуатация объектов магистральных нефтепроводов обуславливается качественным выполнением инженерно-изыскательских, проектных и строительно-монтажных работ на всех этапах реализации проекта.

Типовые проекты по строительству НПС АК «Транснефть» предусматривают при строительстве зданий и сооружений устройство полов в помещениях на грунтовом основании, преимущественно – искусственном (используемый грунт – привозной).

Грунтовое основание является важнейшим конструктивным элементом любого здания и сооружения, так как его отказ чаще всего приводит к выходу из строя всего сооружения, то есть сооружение становиться ненадежным [1].

В докладе проведен анализ состава грунтов площадки НПС «Таёжная»

по данным инженерных изысканий и условий строительства.

Анализ состояния полов при эксплуатации зданий НПС «Таёжная» в гарантийный период показал наличие различных дефектов.

Для выявления причин проблемы рассмотрены показатели, влияющие на состояние грунтов.

Рассчитаны глубины промерзания при различных температурах наружного воздуха и продолжительности их воздействия, а также построены графики зависимости, которые представлены в докладе.

Замечено, что при понижении температуры на 10 градусов за одинаковый промежуток времени глубина промерзания увеличивается на 10…20 см, но при этом с течением времени скорость промерзания замедляется. Причинами замедления «процесса промораживания» являются теплофизические свойства грунта, которые уже на глубине 4…5 м показывают постоянную температуру грунта в любое время года.

Считается, что температура начала замерзания (Тbf) – это наивысшая и наиболее устойчивая температура, наступающая вслед за температурным скачком и обусловленная кристаллизацией наименее связной с минеральным скелетом воды в объеме грунта, охлажденного до температуры ниже нуля.

Тbf для разных грунтов различна (для песка 0о С, для глины = -0,5…-1,5о С) и зависит в основном от влажности [1].

В качестве итоговой оценки рассмотрена относительная деформация и высота поднятия ненагруженного основания.

В заключении определены причины локальных просадок полов зданий НПС «Таёжная», в качестве основной – недостаточный контроль за сохранностью оснований в период отрицательных температур. Даны рекомендации по недопущению в дальнейшем подобных ошибок.

Рис. 1. Зависимость глубины промерзания суглинков от количества суток с отрицательной температурой воздуха началазамерзания Тbf, оС Рис. 2. График температуры начала замерзания грунта Литература 1. Симягин В.Г. Основания и фундаменты. Проектирование и устройство: Учеб. пособие / В.Г. Симягин. – М.: Издательство Ассоциации строительных вузов, 2007. – 496 с.: ил.

2. ОАО «Гипротрубопровод». «Увеличение пропускной способности магистрального нефтепровода «Уса-Ухта» до 23,3 млн. т/год». Инженерные изыскания. НПС «Таежная». Технический отчет. Г.0.000.0801-СМН/ГТПИ. Часть 1. 2004.

3. Белецкий Б.Ф. Технология и механизмы строительного производства: Учебник / Б.Ф. Белецкий. – изд. 3-е. – Ростов н/Д: Феникс, 2004. – 752 с.

МЕХАНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ,

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

УДК 658.26:620. Применение энергосберегающих технологий ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

В настоящее время все больше уделяется внимание энергосберегающим технологиям во всех областях жизнедеятельности. С появлением цифровых систем автоматики и современных исполнительных механизмов в системах управления и регулирования, появились возможности создания принципиально новых систем, обладающих большими возможностями. Наряду с системами автоматики все более широкое применение получают преобразователи частоты для частотного регулирования скорости вращения асинхронных и синхронных электродвигателей малой и средней мощности. Также, наряду с уже известным оборудованием, на рынке постоянно появляется новое оборудование, позволяющее более широко использовать возможности автоматики в области энерго и ресурсосбережения. Все это дает широкие возможности для решения множества вопросов в отношении экономичности, безопасности и надежности производства.

В области теплоэнергетики так же накопилось немало вопросов, на которые можно найти ответ благодаря новым технологиям. Это вопрос о способе регулирования количества тепловой энергии, отдаваемой потребителю, и вопрос о разделении циркуляционных контуров котельных и потребителей тепловой энергии с применением пластинчатых теплообменников. При решении этих вопросов необходимо обращать внимание на решение задач как теплоснабжения, так и горячего водоснабжения.

Одним из решений энергосбережения в системах теплоснабжения является максимальное приближение к потребителю первичных источников энергии, что позволяет минимизировать потери тепловой энергии. Еще одним способом энергосбережения является многоуровневая система регулирования отопления. В последнее время широкое распространение получила двухконтурная система теплоснабжения с постоянной температурой теплоносителя в тепловой сети и установкой домовых теплообменников. Еще одним примером системы теплоснабжения может служить двухконтурная система теплоснабжения с внутренним контуром котельной. Предлагается реконструкция существующей системы теплоснабжения НПС «Зеленоборск» с организацией дополнительного контура на НПС и поселок Зеленоборск.

В результате реконструкции системы теплоснабжения НПС «Зеленоборск» ожидается:

- уменьшение расхода таблетированной соли при эксплуатации установки водоумягчения;

- увеличение срока службы и межремонтного периода установки водоумягчения;

- увеличение ресурса котлов, за счет улучшения качества котловой воды;

- возможность раздельного регулирования теплоотдачи на НПС и поселке.

Все эти факторы следует учесть при оценке экономической эффективности проекта.

УДК 622.692.4:621.646.98- Устройство для сброса избыточного давления из полости под крышкой запорной арматуры, возникающего вследствие температурного расширения жидкости ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

Современное предприятие по транспорту нефти располагает сложным комплексом сооружений и служб.

Сложный комплекс сооружений и служб должен соответствовать современному уровню развития технологии транспорта нефти и обеспечивать бесперебойную работу предприятия.

Транспортировка нефти сопровождается значительными потерями, основной причиной которых является негерметичность различных соединений.

Одним из таких соединений является фланцевое соединение корпускрышка запорной арматуры, а в частности запорной арматуры надземного расположения.

Основной причиной разгерметизации соединения корпус-крышка запорной арматуры является разрушение прокладки из-за воздействия повышенного давления (выше номинального) в полости под крышкой запорной арматуры в положении «закрыто».

Повышенное давление в полости под крышкой запорной арматуры возникает из-за температурного расширения жидкости, вследствие воздействия на арматуру прямых солнечных лучей в теплое время года.

В работе предложено устройство (клапан) для сброса избыточного давления из полости под крышкой запорной арматуры, возникающего вследствие температурного расширения жидкости.

Клапан устанавливается в полость арматуры на внутренний патрубок и соединяет полость под крышкой запорной арматуры с полостью трубопровода.

Клапан состоит из:

- корпуса, в котором находится седло;

- запорного органа (шарик);

- верхней и нижней крышек.

На входном и выходном отверстиях клапана установлены сетки, которые служат для предотвращения попадания в клапан посторонних предметов.

Клапан настроен на номинальное давление запорной арматуры. При повышении давления в полости под крышкой запорной арматуры выше номинального происходит открытие клапана, и избыточное давление сбрасывается в полость трубопровода, что предотвращает разрушение прокладки фланцевого соединения корпус-крышка запорной арматуры.

В работе произведены расчеты усилия пружины и расчеты на прочность элементов клапана.

УДК 621.182. Модернизация системы химводоподготовки котельной филиала ОАО «Северные МН» БПТОиК ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

В настоящее время в теплоэнергетике очень большое внимание уделяется химводоподготовке и водоочистке. Это связано непосредственно с неудовлетворительным качеством исходной воды для подпитки сетевой воды.

Химводоподготовка котельной филиала ОАО «Северные МН» БПТОиК имеет только одну ступень обработки подпиточной воды – это умягчение, т.е. удаление солей жесткости. Но из-за большого содержания железа в исходной воде, катионит, применяемый в качестве реагента в фильтрахумягчителях, быстро теряет свои обменные свойства, что приводит к его ежегодной замене.

Выходом из сложившейся ситуации является установка обезжелезывателей воды, которые не только понизят содержание железа в исходной воде до требований СанПиН, но и продлят срок службы катионита.

Основная задача состоит в том, чтобы железо, находящееся в воде в растворенной форме Fe2+, перевести в нерастворимую – Fe3+.

Существуют несколько путей обезжелезывания воды:

- безреагентное окисление (аэрация);

- мембранные методы;

- каталитическое окисление (реагентное) с последующей фильтрацией.

Последний способ является наиболее эффективным и менее затратным, и в зависимости от применяемой фильтрующей среды может требовать или не требовать химических реагентов для ее регенерации.

Но борьба с содержанием железа в подпиточной воде является недостаточным условием обеспечения требуемого качества сетевой воды. Необходимо улучшать и постоянно поддерживать ее показатели. В этой ситуации современным выходом является установка магнитного шламоотводителя на обратном трубопроводе тепловой сети перед котлом. Это не только позволить снизить содержание железа и цветности в циркуляционной воде, но продлит срок службы котлов, тепловых сетей и другого теплоэнергетического оборудования, т.к. магнитный шламоотводитель ограничивает процесс коррозии, улавливает минеральные и органические частицы, предотвращает образование накипи и удаляет ее с поверхностей нагрева, если она уже имеется.

Модернизация системы химводоподготовки котельной в целом приведет к:

1. приведению показателей подпиточной и сетевой воды к нормируемым;

2. продлению срока службы эксплуатируемого теплоэнергетического оборудования без капитальных ремонтов;

3. уменьшению затрат на замену фильтрующего элемента (катионита) установок водоумягчения котельной;

4.уменьшению затрат на проведение ежегодной промывки систем отопления зданий.

УДК 622.692.4- Модернизация клапана пружинного предохранительного СППК4-200- ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

Одним из самых ненадежных и недолговечных узлов клапана пружинного предохранительного является сопло. Это объясняется тем, что посадочная поверхность сопла постоянно подвергается эрозии со стороны механических примесей, содержащихся в нефти, а также ее коррозионным воздействием.

Герметичности затворов предохранительных клапанов уделяется особое внимание, так как предохранительные клапаны часто являются источниками утечек вредных продуктов. Кроме загрязнения атмосферы, эти утечки приводят к потерям ценных продуктов.

Для обеспечения условия размыва или срыва парафинового слоя на седле клапана и его тарелки в месте контакта необходимо обеспечить турбулентный режим течения нефти при больших значениях числа Рейнольдса.

Целью доклада является установка завихрителя на входе в клапан предохранительный для предания потоку турбулентного режима течения.

Это обеспечит промывку посадочной поверхности сопла и улучшит герметичность клапана.

В докладе произведен анализ функционального назначения и конструктивного исполнения сопла. Произведен анализ основных параметров, особенностей эксплуатации, конструктивных недостатков.

Предложена конструкция завихрителя, состоящего из двух втулок и лопаток, расположенных под определенным углом, который устанавливается на входе в клапан.

Завихритель создает необходимый турбулентный поток и обеспечивает смывание парафинового слоя, образующегося на уплотнительной поверхности сопла при его неоднократном срабатывании.

Рассмотрены монтаж, техническое обслуживание, хранение и утилизация клапана предохранительного.

Произведен расчет завихрителя, а также рассчитано количество предохранительных клапанов, необходимых для нормальной работы нефтепровода.

Произведен расчет снижения выбросов в атмосферу и сокращения потерь нефти за счет установки модернизированных клапанов на площадке.

Рассчитаны экономические показатели эффективности от внедрения модернизированного клапана пружинного предохранительного. Анализ результатов расчетов показывает, что увеличение прибыли происходит за счет значительного увеличения срока службы, уменьшения затрат на ремонт и снижения эксплуатационных затрат.

УДК 622.276.5.054.3:681.518. Диагностика насосных агрегатов магистральных нефтепроводов Забалуев И.М., Мартынов И.М., Филиппов А.В., Ягубов З.Х., Токарев В.В.

Ухтинский государственный технический университет В представленном докладе приводится структурная схема устройства, позволяющего повысить достоверность при диагностике состояния насосных агрегатов магистрального нефтепровода.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе диагностики насосных агрегатов магистрального нефтепровода, включающем исследования частотного спектра полученного сигнала и его интерпретацию, исследуемый сигнал получают непосредственно из нефтепровода, который является каналом передачи сигнала, затем анализируют динамику изменений спектра полученного сигнала и сравнивают его с частотой опорного сигнала, определяя неисправности насосных агрегатов.

В процессе эксплуатации центробежные насосные агрегаты, установленные в магистральных нефтепроводах, постоянно находятся в напряжённодеформированном состоянии, колёса и лопасти насосных агрегатов подвергаются комплексному воздействию со стороны транспортируемой нефти. Известные способы и устройства, основанные на приёме акустических сигналов, возбуждаемых в контролируемой конструкции в случае неисправности, имеют низкую чувствительность, обусловленную наличием помех при эксплуатации магистрального нефтепровода в реальных условиях и большой уровень затухания при передаче сигнала.

Известен также способ диагностики состояния элементов центробежного насосного агрегата, электропривода и электродвигателя, включающим в себя исследования вибрации и температуры в подшипниках вала электропривода насосного агрегата и их интерпретацию.

Этот способ позволяет осуществлять диагностику с высокой разрешающей способностью, но, вследствие размещения датчиков непосредственно на валу электродвигателя, не позволяет получать информацию о состоянии колеса лопастей центробежного насосного агрегата. Поэтому предлагаемый способ по сравнению с известными техническими решениями является значительно усовершенствованным вариантом диагностики состояния насосных агрегатов.

Сравнение с прототипом показывает, что предложенный способ отличается от известного тем, что необходимый сигнал, соответствующий колебаниям жидкости нефтепровода зафиксированным вибродатчиком, получается не с подшипников вала электродвигателя насосного агрегата, а непосредственно с нефтепровода, который является каналом распространения колебаний.

В предложенном способе введены дополнительные операции по определению возникающих в насосном агрегате дефектов.

Сущность предложенного способа заключается в следующем: используется другая, отличная от известных, форма передачи сигналов, и достигаемый технический результат по своей сути превышает функциональные возможности известных решений.

УДК 622.692.4.076:620. Факторы, влияющие на снижение защитных свойств антикоррозионных покрытий подземных трубопроводов Ухтинский государственный технический университет Надежность и долговечность работы магистральных трубопроводов зависит от состояния противокоррозионной защиты, и в частности от состояния изоляционного покрытия.

К факторам, влияющим на снижение защитных свойств покрытий, относятся: грунтовые условия, температурный фактор, катодная поляризация и качество строительства.

Перемещение подземного трубопровода относительно окружающего его грунта, а также воздействие давления со стороны последнего, являются основными причинами возникновения напряжений, действующих на изоляционное покрытие [1].

Неправильная эксплуатация трубопровода (резкий перепад температур перекачиваемого продукта, перекачка продукта с температурой выше проектной, создание циклических температурных перепадов на стенках трубопровода в связи с сезонными изменениям, нестабильной работой установок по нагреву нефти и т.д.) также снижает защитные свойства покрытий.

Катодная поляризация может приводить к снижению защитной способности изоляционных покрытий, поскольку в зоне дефекта интенсифицируется процесс потери сцепления покрытия с трубой, т.е. процесс отслаивания покрытия от края повреждения, который получил название "катодное отслаивание".

Долговечность и защитная способность покрытий зависят также и от качества изоляции, технологии ее нанесения и балластировки.

На основании вышесказанного можно сделать вывод, что для снижения вредного влияния этих факторов необходимо: применять качественные изоляционные материалы, следить за качеством изоляции при транспортировке, хранении, приготовлении, нанесении, соблюдать технологию прокладки трубопроводов, технологию и условия нанесения изоляции, не увеличивать поляризационный потенциал выше допустимого ГОСТом, не перекачивать продукт с температурой выше проектной, не допускать резких перепадов температур перекачиваемого продукта, а также применять балластировочные устройства, не оказывающие механическое воздействие на покрытие.

Литература 1. Способы оценки состояния полимерного ленточного покрытия трассового нанесения и назначение участков газопровода для переизоляции / А.С. Кузьбожев, Ю.А. Теплинский, Н.И. Мамаев, Э.В. Бурдинский // Обз.

инф. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. – С. 5-9.

УДК 622.692.4.054-112. Оценка напряженно-деформированного состояния тройниковых соединений технологических трубопроводов Ухтинский государственный технический университет Одной из областей, где возможно применение оценки напряженнодеформированного состояния, являются тройниковые соединения технологических трубопроводов.

Очень часто на технологических трубопроводах возникает необходимость в устройстве различного рода ответвлений, для чего используются тройниковые соединения различных конструкции, представляющих собой сопряжение двух цилиндрических оболочек под прямым углом. Тройниковые соединения применяются при подключении отводов к магистральным трубопроводам, при устройстве перемычек, на переходах трубопроводов через водные преграды в две и более ниток и, главным образом, при сооружении трубопроводов в зданиях и на территориях компрессорных и насосных станций.

Трубопроводные системы, работающие в условиях самокомпенсации, подвержены воздействию не только однократных загружений. При пуске и остановке, а также при изменении температуры транспортируемых продуктов трубопроводные системы подвергаются повторным загружениям и, следовательно, в прямолинейных и криволинейных участках появляются переменные напряжения.

Такие условия эксплуатации могут вести к изменению параметров механических свойств материала за счет проявлений деформационного старения и усталостных процессов.

На основе результатов тензометрии, было выяснено существенное различие в величинах деформаций в разных местах сложных трубных элементов. Это подтверждается разным ходом прямых приращения деформации в каждом конкретном месте установки тензодатчика. Как показал проведенный анализ, метод тензометрии достаточно точен, что подтверждается проведенным расчетным анализом подобного трубного узла.

Литература 1. Красулин И.Д. Напряженное состояние и несущая способность тройниковых соединений / И.Д. Красулин // Строительство трубопроводов. – 1964. – №10. – С. 5–24.

2. Красулин И.Д. О напряженном состоянии тройниковых соединений после пластического деформирования / И.Д. Красулин. // Сб. трудов ВНИИСТ. – Советское радио, 1971. – С. 382–392.

3. Зацепин В.В. Анализ методов расчета напряженного состояния тройникового соединения трубопровода // Обз. инф. Сер. Транспорт и подземное хранение газа /В.В. Зацепин. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. – 52 с.

УДК 622.692.4.053:621. Применение самонесущих изолированных проводов при реконструкции электроснабжения линейной части магистрального нефтепровода “Ухта-Ярославль” (технологического участка “Ухта-Приводино”) ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

В настоящее время при строительстве новых и реконструкции существующих линий электропередач значительное внимание уделяется применению самонесущих изолированных проводов, так как одним из современных требований, предъявляемых к строительству и реконструкции высоковольтных линий электропередач, является применение самонесущих изолированных проводов.

Провода СИП предназначены для передачи и распределения электрической энергии в воздушных силовых и осветительных сетях на напряжение от 0,6/1 кВ (СИП-1A; 2A; 4; 5) и до 20 кВ (СИП-3).

Преимущественная область применения СИП: для магистральных воздушных линий электропередач и ответвлений к вводам в жилые дома, хозяйственные постройки.

Перед традиционными неизолированными проводами самонесущие изолированные провода имеют ряд преимуществ: обладают высокой надежностью в обеспечении электрической энергией, простотой монтажных работ, возможностью подключения новых абонентов под напряжением, без отключения остальных от энергоснабжения, и как следствие, сокращение сроков ремонта и монтажа. Все эти преимущества делают предпочтительным применение провода СИП при реконструкции электроснабжения линейной части магистрального нефтепровода «Ухта-Ярославль».

УДК 622.692.4:620.193/. Контроль коррозионного состояния нефтепроводов Ухтинский государственный технический университет Концепция безопасной эксплуатации и продления срока службы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» предусматривает получение полной информации о техническом состоянии системы трубопроводов при помощи интегрированного четырехуровневого диагностического контроля.

Контроль осуществляется методами внутритрубной диагностики с определенной периодичностью, несколькими видами внутритрубных снарядов (ВИС).

Проведение инспекций выполняется в определенном порядке:

На первом этапе – производится первичное обследование участков нефтепровода по соответствующим типам дефектов каждым типом ВИС.

Второй этап – осуществляется в течение 3 лет после первичной диагностики тем же типом ВИС для определения изменения параметров дефектов и особенностей стенки трубы.

Третий этап – предполагает выполнение периодических внутритрубных обследований каждого участка МН по соответствующим типам дефектов с интервалами в 3 – 6 лет. Задачами повторных инспекции являются: обнаружение новых особенностей; уточнение и подтверждение старых особенностей; анализ выполненных ремонтов с заменой трубы и изоляции; анализ выборочного ремонта дефектов, выявленных при предыдущих инспекциях;

регистрация изменений в состоянии линейной части трубопровода со времени прошлого обследования.

После окончания прогона по участку трубопровода и извлечения дефектоскопа из камеры приема, информация считывается из накопителей и поступает на обработку.

Особенности, зарегистрированные при предыдущей инспекции, по данным повторной, могут быть подтверждены, не подтверждены, устранены полностью, отремонтированы, разбиты на несколько групп.

Все обнаруженные особенности заносятся в «Журнал дефектов, соединительных и конструктивных деталей, приварных элементов и особенностей».

На заключительном этапе обработки формируются «Журнал особенностей», «Журнал раскладки труб», на весь продиагностированный участок трубопровода. Тщательно выверяется расположение маркерных пунктов и составляется список точек – ориентиров, в который входят задвижки линейной части, вантузы, маркерные пункты, установленные на местности и зафиксированные прибором. При повторных пропусках ВИП привязка к одним и тем же маркерным пунктам даст возможность идентифицировать любой обнаруженный дефект и сравнить нынешнее состояние с прошлым его состоянием. Это представляется важным для оценки скорости развития дефектов нефтепровода.

УДК 621. Проблемы коррозионной усталости нефтегазового оборудования Уфимский государственный нефтяной технический университет Одним из наиболее опасных видов коррозионно-механического разрушения нефтепроводов, резервуаров и аппаратов нефтепереработки является коррозионная усталость. Трещины усталости создают предпосылки для хрупкого разрушения, и в этом одна из главных причин их опасности. Ни при каких других видах разрушения характеристики прочности не зависят от такого большого числа факторов, как при усталостном разрушении. Основными из них являются: особенности материала и технологии изготовления (структура, режим термической и механической обработок, поверхностное упрочнение, состояние поверхности, ее шероховатость); конструкция деталей (наличие концентраторов напряжений); режим нагружения (вид и величина напряженного состояния); среда, контактирующая с деталью. Как правило, коррозионно-усталостные трещины зарождаются в дефектах основного металла и металла сварного шва. Весьма важно выявлять очаги формирования трещин на ранней стадии развития. Коррозионные трещины могут быть обнаружены различными дефектоскопическими методами: с помощью дефектоскопа, движущегося внутри трубы, акустической эмиссии, вихретоковым методом и т.д. При обнаружении трещиноподобных дефектов возникает проблема о возможности дальнейшей эксплуатации оборудования. Поэтому актуальной и важной задачей является оценка остаточного ресурса нефтегазового оборудования, эксплуатируемого в условиях малоциклового нагружения.

Для решения поставленной задачи были проведены усталостные испытания на сталях 17Г1С и ВСт3сп, широко распространенных в нефтегазовой отрасли. В результате проведения исследований на воздухе, в коррозионной среде в виде 3% -го NaCl и в карбонат-бикарбонатном электролите (1н. NaHCO3+ 1н. Na2CO3) как без поляризации, так и с ее наложением получены аналитические зависимости скорости роста трещины от коэффициента интенсивности напряжений и их параметры. Выбор карбонат-бикарбонатной среды обусловлен тем, что при работе станций катодной защиты и протекторной защиты образуется слой катодных отложений, представляющих собой соли угольной кислоты. Коррозионная среда 3%-й NaCl имитирует пластовую и подтоварную воду. Установлено, что для указанных условий наиболее адекватной является параболическая зависимость. Предложена методика расчета остаточного ресурса нефтегазового оборудования, в частности трубопроводов, резервуаров, аппаратов нефтепереработки в рамках линейной механики разрушения с трещиноподобными дефектами.

УДК 622.692.4.076:620.193/. Опробование метода магнитной обработки для снижения коррозионной активности среды в трубопроводе Ухтинский государственный технический университет Опыт эксплуатации трубопроводов, транспортирующих жидкие углеводороды, показывает, что, несмотря на существующие системы очистки и подготовки продукта, в трубопроводы в виде эмульсии может попадать от 0,1 до 4 % пластовой воды, содержащей коррозионно-активные компоненты.

На отдельных участках трубопроводов поток может расслаиваться с выделением свободной воды. Такие участки характеризуются значительной скоростью коррозионных процессов, повреждающих внутреннюю поверхность труб.

В ряде случаев коррозия развивается вплоть до полного утонения стенки с разгерметизацией трубопровода и утечкой среды, что приводит к серьезным экологическим последствиям.

Предлагается применение безреагентного метода магнитной обработки перекачиваемой среды.

Основные недостатки такого метода в случае применения на продуктопроводе связаны с отсутствием данных о снижении коррозионной активности конкретной среды. В данной работе исследовалась возможность применения магнитной обработки на трубопроводе. Для исследований был изготовлен соленоид с расчетной напряженностью поля 915 кА/м при силе тока в обмотке 160 А. Экспериментально была установлена зависимость создаваемой напряженности поля, измеряемая теслометром от силы тока.

Модельный раствор омагничивали магнитным полем различной напряженностью, помещая емкость внутрь соленоида и последовательно определяли скорость коррозии стали 17ГС в растворе. При этом были получены следующие результаты:

1. Скорость коррозии линейно снижается от 0,9 до 0,4 мм/год при напряженности 300 А/см и далее стабилизируется.

2. Установлены зависимости эффективности обработки от времени и от объемной доли омагниченного раствора в смеси с необработанным – скорость коррозии со временем линейно повышается. Для смеси установлена граничная концентрация омагниченного раствора – 10 % при Н = 500 кА/м, N = 10. Повышение концентрации незначительно снижает скорость коррозии, снижение – резко ее увеличивает.

3. Установленны регрессионные зависимости скорости коррозии от доли омагниченного раствора для различных Н и N.

4. Определенно, что, как и в статическом варианте на эффективность обработки влияет число перемагничиваний определяемое, в данном случае, частотой на выходе генератора, а также скважностью импульсов.

Полученные результаты позволили спроектировать электромагнитную установку, устанавливаемую на трубопроводе. Установка может быть осуществлена с врезкой байпасной линии под давлением.

УДК 681.518.5:665.632.013.002. Разработка методов оценки коррозионной повреждённости металла нефтепроводов в лабораторных условиях 1. ОАО «Северные магистральные нефтепроводы»

2. Ухтинский государственный технический университет Достаточно часто при проведении лабораторных исследований коррозионной стойкости металла нефтегазопроводных труб возникает необходимость оценить коррозионную поврежденность. В общем случае все методы делятся на два вида.

1. Прямые методы, оценивающие потерю металла образца прямыми измерениями глубины повреждения или взвешиванием.

2. Косвенные методы – оценка скорости коррозии путем снятия поляризационных кривых или оценка коррозионной активности среды с помощью датчиков коррозии, в частности резистометрический.

Наиболее целесообразным, при незначительной глубине коррозионного поражения фрагмента металла, является оригинальный метод, заключающийся в анализе фотографий участка металла. При этом анализируются несколько характерных типов видоизмененной поверхности образца после воздействия на него коррозионной среды и электрического тока катодной защиты, например трех: пленки гематита, магнетита и стальной поверхности, не подверженной электрохимическим изменениям.

При анализе определяют суммарную площадь каждой составляющей поверхности, используя для этого программу Adobe PhotoShop (рисунок).

Если при этом измерить среднюю глубину повреждений каждой составляющей, можно интегрально оценить коррозионную поврежденность фрагмента металла. По способу подана заявка на изобретение РФ.

Рис. Пример обработки фотографии образца с подсчетом суммарной площади магнетита в программе Adobe PhotoShop УДК 621.64:620.179.16-026. Совершенствование методов оценки типа течения среды в трубопроводе Ануфриев В.С., Мартынов С.Ю., Александров Ю.В.

Ухтинский государственный технический университет Опыт эксплуатации трубопроводов, транспортирующих жидкие углеводороды, показывает, что, несмотря на существующие системы очистки и подготовки продукта, в трубопроводы в виде эмульсии может попадать от 0,1 до 4 % пластовой воды, содержащей коррозионно-активные компоненты.

На отдельных участках трубопроводов поток может расслаиваться с выделением свободной воды. Такие участки характеризуются значительной скоростью коррозионных процессов, повреждающих внутреннюю поверхность труб.

Существующие методы определения степени расслоения, в частности при помощи поплавка, крайне неудобны для использования на действующем трубопроводе. В связи с этим, наиболее приемлемыми являются ультразвуковые методы исследования.

Существуют три основных схемы ультразвуковых методов исследования. Первая и вторая схема со стационарно установленными преобразователями, третья – с подвижными. Однако для работы этих схем необходимо несколько преобразователей, установленных определённым образом, поэтому их применение весьма затруднительно.

В ходе анализа было найдено решение, позволяющее проводить оценку плотности фаз перекачиваемой среды, выполняемой с помощью одного совмещенного пьезоэлектрического преобразователя (ПЭП). Предлагаемый способ основан на определении разности акустических свойств исследуемых сред методом многократных отражений ультразвука.

В ходе многократных экспериментальных опытов найдено оптимальное условие метода многократных отражений ультразвука – соотношение амплитуды любой пары смежных импульсов должно быть примерно равно 0,8. Для этих условий были определены оптимальные характеристики пьезоэлектрического преобразователя: частота – 5 МГц, диаметр пьезопластины – 12 мм. Введение акустических колебаний данной частоты позволяет получать разные значения амплитудно-временного распределения импульсов акустических колебаний в случае контакта стенки трубопровода с различными фазами.

Реализован алгоритм расчета амплитудно-временного распределения импульсов акустических колебаний для частоты пьезоэлектрического преобразователя 5 МГц и установленных акустических характеристик.

Расчетным путем получены критерии контакта трубы с различными фазами перекачиваемой среды по параметрам амплитудно-временного распределения сигналов: 0,80 – для контакта стенки металла с газовой фазой;

0,76 – для контакта стенки металла с нефтью; 0,74 – для контакта стенки металла с водной фазой.

УДК 622.692.4.076:620. Методы борьбы с коррозийным разрушением, улучшение эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов Управление эксплуатационной надежностью магистральных нефтепроводов представляет собой процесс системной реализации комплекса сбалансированных мер, основанных на регулярном мониторинге изменения качества труб, под влиянием внутренних и внешних факторов. Важным и не замыкающим по своему приоритету управленческим фактором является метод оценки эксплуатационной стойкости антикоррозийных покрытий, предназначенных для обеспечения длительной эксплуатационной перспективы труб в условиях коррозийной агрессии. Для обеспечения эффективной работы нефтепровода необходимо предотвратить возможность развития процесса коррозии. Основными видами коррозии являются коррозия с потерей массы (общая язвенная канавочная) и сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением. Последний вид коррозионного поражения проявляется в сероводородосодержащей среде и является наиболее опасным. Одним из факторов, определяющих аномально высокую скорость коррозии, является присутствие в стали особого типа неметаллических включений, которые назвали условно корозионноактивными неметаллическими включениями (КАНВ). Опасными являются только включения, образующиеся при определенном соотношении входящих в них элементов – кальция, алюминия, серы, марганца и т.д. Основными направлениями борьбы с коррозией внутренней поверхности труб нефтепромысловых трубопроводов является применение:

различных технологических мероприятий; ингибиторов коррозии; высокоэффективных, экономичных и защитных покрытий (полимерные, силикатные, металлические, комбинированные); труб из коррозионностойких и неметаллических материалов.

Для поддержания эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов осуществляется контроль качества антикоррозийных покрытий.

1. Теплинский Ю.А. Управление эксплуатационной надежностью магистральных газопроводов / Ю.А. Теплинский, И.Ю. Быков: Учебник. – М. – 2007. – 400 с.

2. Промысловые трубопроводы и оборудование / Ф.М. Мустафин [и др.]: Учебник. – М.: ОАО «Издательство «Недра», 2004. – 662 с.: ил.

УДК 621.791/1792:658. 2. Ухтинский государственный технический университет Дефектоскопия сварных швов включает визуальные и физические методы контроля качества сварных швов. В отношении визуальных методов можно отметить, что для резервуаров, находящихся в эксплуатации, главной их целью является обнаружение возможных трещин в сварных швах и околошовных зонах.

Выявленные при осмотре трещины подлежат устранению. Все остальные дефекты, в том числе: наплывы, подрезы, поры, форма усиления шва – для резервуаров, длительное время находившихся в эксплуатации, не являются определяющими. Исправление таких дефектов может дать отрицательный эффект, поскольку повторное проведение сварочных работ вызывает дополнительные остаточные напряжения и структурные изменения стали.

Требование «бездефектности» часто является причиной ухудшения эксплуатационных свойств, так как многократные ремонты с целью устранения дефектов приводят к тому, что разрушение происходит из-за локальных напряжений, возникших после ремонта. А при проведении повторного УЗконтроля ремонтных зон, выявляются новые тонкие дефекты, у которых увеличенная отражательная способность, чем до локального нагрева. Это ведет к повторному ремонту, а затем дефектная зона подвергается вырезке и замене. И так далее.

Очевидно, что выводить резервуар из эксплуатации для проведения зачистки, дегазации и ремонта каждые четыре-пять лет из-за десятка мелких дефектов – убыточно для любой нефтяной компании.

На основании анализа научно-технической литературы и реального статистического материала можно убедиться, что в действующих нормативных документах [1, 2] по диагностированию резервуаров существенно завышен объем контроля для вертикальных стальных резервуаров со стационарной крышей. Продлевать срок службы для каждого резервуара необходимо индивидуально, учитывая фактическое его состояние и реальные условия эксплуатации. Это позволит более рационально использовать материальные и трудовые затраты Литература 1. ОР-16.01-60.30.00-КТН-044-3-05. Регламент вывода из эксплуатации, проведения диагностики, капитального ремонта (реконструкции) резервуаров и ввода в эксплуатацию. – М., 2005.

2. РД-16.01-60.30.00-КТН-063-05. Правила технической диагностики резервуаров. – М., 2005.

УДК 622.692.4. для оценки микроструктуры стали 17Г1С Ухтинский государственный технический университет Надежность технологического оборудования зависит от трех основных аспектов: режима эксплуатации, исходного и текущего качества материалов, степени защищенности от повреждающих факторов. При этом соответствие механических свойств и структуры металлических материалов обычно определяют по результатам испытаний на статическое растяжение [1] и металлографических исследований [2].

Однако в связи с тем, что такие испытания носят разрушающий характер, они не могут быть применены на действующих объектах. Поэтому, в данной работе поставлена задача – исследовать взаимосвязь между механическими свойствами, структурой металла и показаниями, основанными на измерении и анализе коэрцитивной силы [3]. Одним из таких методов является магнитный индукционный метод, в частности, основанный на измерении и анализе коэрцитивной силы – Нс.

Для исследования были отобраны семь образцов стали марки 17Г1С различных заводов-производителей, вырезанных из труб 122012мм, длительный период проработавших в составе линейной части магистральных газопроводов. Сталь 17Г1С относится к группе углеродистых низколегированных сталей феррито-перлитного класса, легированных углеродом до 0,3, марганцем до 1,6, кремнием до 0,7 %.

Как видно из представленных данных, все испытанные образцы удовлетворяют требованиям нормативно-технической документации, за исключением относительного удлинения, которое у образцов № 4, 6, 7 не соответствует требованиям ГОСТ. Исследуемые образцы по росту прочностных свойств условно были разделены на две группы.



Pages:   || 2 | 3 |
Похожие работы:

«МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ САРАТОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АГРАРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ Н.И. ВАВИЛОВА Факультет электрификации и энергообеспечения АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ АПК Материалы Международной научно-практической конференции САРАТОВ 2010 УДК 338.436.33:620.9 ББК 31:65.32 Актуальные проблемы энергетики АПК: Материалы Международной научно-практической конференции. / Под...»

«Зелёный крест Социально-экологический Союз Академия МНЭПУ XVI Международная конференция “Экологическое образование в интересах устойчивого развития” Россия, Москва, 25–26 июня 2010 г. Санкт-Петербург, 2010 УДК 373.016:502/504 ББК 74.262.01 Э 40 XVI Международная конференция “Экологическое образование в интересах устойчивого развития” (Россия, Москва, 25–26 июня 2010): тезисы докладов и презентаций XVI Международной конференции “Экологическое образование в интересах устойчивого развития”. –...»

«МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН ФГОУ ВПО БАШКИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АГРАРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ГНУ БАШКИРСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА РОССЕЛЬХОЗАКАДЕМИИ ОАО БАШКИРСКАЯ ВЫСТАВОЧНАЯ КОМПАНИЯ НАУЧНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ИННОВАЦИОННОГО РАЗВИТИЯ АПК Часть III НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ИНЖЕНЕРНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ИННОВАЦИОННОГО РАЗВИТИЯ АПК АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ЭНЕРГЕТИКИ В АГРОПРОМЫШЛЕННОМ КОМПЛЕКСЕ...»

«Российская академия наук Геофизическая обсерватория Борок филиал Института физики Земли им. О. Ю. Шмидта Институт прикладной физики Институт физики атмосферы им. А. М. Обухова СОСТАВ АТМОСФЕРЫ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ IX всероссийская конференция молодых ученых Тезисы докладов Борок 2005 Программный комитет конференции Анисимов С.В. — д.ф.-м.н., Геофизическая Обсерватория Борок филиал Института физики Земли им. О.Ю.Шмидта РАН, Борок (сопредседатель) Еланский Н.Ф. — профессор, д.ф.-м. н.,...»

«Министерство образования Российской Федерации Ухтинский государственный технический университет Институт социально-экономических и энергетических проблем Севера Коми научного центра УрО РАН Сыктывкарский государственный университет Институт управления, информации и бизнеса Научно-исследовательский и проектный институт ПечорНИПИнефть ООО ВНИИгаз – филиал СеверНИПИгаз Межрегиональная научно-практическая конференция ПРОБЛЕМЫ ЭФФЕКТИВНОГО ОСВОЕНИЯ ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ В УСЛОВИЯХ РЫНКА (29–30 октября...»

«IV Конференция Современные методы водоподготовки и защиты оборудования от коррозии и накипеобразования Сборник докладов 25-26 Октября 2011 г., МВЦ ЭКСПОЦЕНТР (Москва) Содержание Текущее состояние нормативно-правового обеспечения 8 теплоснабжения в России Яровой Ю.В., НП Российское теплоснабжение Особенности применения антинакипинов в системах 10 теплоснабжения Балабан-Ирменин Ю.В., Суслов П.С., ОАО Всероссийский теплотехнический институт (ВТИ) Результаты применения АМИНАТа ПК-2 в схемах 17...»

«ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ИНСТИТУТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ТЕХНОЛОГИЯ И АВТОМАТИЗАЦИЯ АТОМНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ СЕВЕРСКИЙ Материалы отраслевой научно-технической конференции СГТИ 12-14 мая 2004г. С Е К Ц И Я Автоматизация технологических процессов МИНИСТЕРСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО АТОМНОЙ ЭНЕРГИИ АДМИНИСТРАЦИЯ ЗАТО СЕВЕРСК СИБИРСКИЙ ХИМИЧЕСКИЙ КОМБИНАТ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ СЕВЕРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ “Технология и автоматизация атомной энергетики”...»

«Ежегодный доклад за 2006 год Статья VI.J Устава Агентства требует от Совета управляющих  представлять “годовые доклады. Генеральной конференции о делах  Агентства и о всех проектах, утвержденных Агентством”.      Настоящий доклад охватывает период с 1 января по 31 декабря 2006 года. GC(51)/5 GC(51)/5 Page iii Содержание Государства-члены Международного агентства по атомной энергии. v Коротко об Агентстве Cовет управляющих Генеральная конференция Примечания Сокращения Проблемы и события в 2006...»

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ УЧРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ БРЕСТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Научно-технические проблемы водохозяйственного и энергетического комплекса в современных условиях Беларуси СБОРНИК МАТЕРИАЛОВ МЕЖДУНАРОДНОЙ НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКОЙ КОНФЕРЕНЦИИ 21–23 сентября 2011 года ЧАСТЬ II Брест 2011 УДК [628.1.034+620.9](476) Рецензенты: Богдасаров М.А. – д.г.-м.н., доцент, зав. кафедрой географии Беларуси БрГУ им. А.С. Пушкина. Михневич Э.И. – д.т.н.,...»

«Оглавление ИНСТИТУТ СИСТЕМ ЭНЕРГЕТИКИ им. Л.А. Мелентьева СО РАН СИСТЕМНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В ЭНЕРГЕТИКЕ Труды молодых ученых ИСЭМ СО РАН Выпуск 44 Ответственный редактор кандидат технических наук А.С. Медников Иркутск 2014 г. Оглавление На главную УДК 620.9.001.57 Системные исследования в энергетике / Труды молодых ученых ИСЭМ СО РАН, Вып. 44. – Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2014. – 175 с. ISBN 978-5-93908-141-2 Рассматриваются разносторонние вопросы в области исследования, функционирования и развития...»

«История успеха от Яниса Урбановича 2013-10-31, Модрис АУЗИНЬШ Vesti Neda Внутренние и внешние аспекты Балтийского форума В конце` прошлой недели в Юрмале состоялась международная конференция Балтийского форума. За 15 лет существования этой межгосударственной дискуссионной платформы она постоянно укрепляла влияние и престиж в международных политических кругах — и неуклонно приумножала чувство раздражения среди правящих латвийских политиков. Нынешняя конференция в этом смысле не стала...»

«Информационный бюллетень ДонНТУ июньавгуст Институт международного сотрудничества 2007 МЕЖДУНАРОДНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ ПО ВОДОРОДНОЙ ЭКОНОМИКЕ И ВОДОРОДНОЙ ОБРАБОТКЕ МАТЕРИАЛОВ С 21 по 25 мая 2007 года в ДонНТУ была проведена пятая Международная конференция по водородной обработке материалов – ВОМ-2007. Наш вуз по праву является организатором столь авторитетного международного форума водородчиков. Более 30 лет в университете существует Проблемная научно-исследовательская лаборатория взаимодействия...»

«Сибирский государственный аэрокосмический университет имени академика М. Ф. Решетнева при поддержке Министерства образования и наук и РФ Федерального космического агентства Правительства Красноярского края Совета ректоров вузов Красноярского края Федерации космонавтики России ОАО Информационные спутниковые системы имени академика М. Ф. Решетнева ОАО Красноярский машиностроительный завод ОАО ЦКБ Геофизика Красноярского научного центра Сибирского отделения Российской академии наук Ассоциации...»

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ И ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ КОМПЛЕКСЕ Материалы Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов, молодых учных и специалистов, посвященной 50-летию создания Тюменского индустриального института Тюмень ТюмГНГУ 2013 УДК 338.45...»

«НИЖЕГОРОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ им. Н.И. ЛОБАЧЕВСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ НИЖЕГОРОДСКИЙ НАУЧНО-ИНФОРМАЦИОННЫЙ ЦЕНТР МЕЖВЕДОМСТВЕННЫЙ НАУЧНЫЙ СОВЕТ ПО РАДИОХИМИИ ПРИ ПРЕЗИДИУМЕ РАН И МИНАТОМЕ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ОПЫТНОЕ КОНСТРУКТОРСКОЕ БЮРО МАШИНОСТРОЕНИЯ ИМ. И.И. АФРИКАНТОВА ПЕРВАЯ ВСЕРОССИЙСКАЯ МОЛОДЕЖНАЯ НАУЧНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ ПО ФУНДАМЕНТАЛЬНЫМ ПРОБЛЕМАМ РАДИОХИМИИ И АТОМНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ 5-8 июня 2001г...»

«МЕЖДУНАРОДНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ, ПОСВЯЩЕННАЯ ПЯТИДЕСЯТОЙ ГОДОВЩИНЕ СОЗДАНИЯ КОМПЛЕКСА БЫСТРЫХ ФИЗИЧЕСКИХ СТЕНДОВ (БФС) (28 февраля — 2 марта, 2012, Обнинск, Москва, Россия) УВАЖАЕМЫЕ КОЛЛЕГИ, с 28 февраля по 2 марта 2012 года в городе Обнинске и Москве состоится Международная конференция, приуроченная к празднованию пятидесятилетия со дня создания комплекса быстрых физических стендов (БФС) на базе Государственного научного центра Российской Федерации – Физико-энергетического института имени А.И....»

«RU 2 375 559 C1 (19) (11) (13) РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (51) МПК E21B 43/24 (2006.01) F04F 1/08 (2006.01) ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ, ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ (12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ (21), (22) Заявка: 2008149268/06, 16.12.2008 (72) Автор(ы): Коротеев Анатолий Сазонович (RU) (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 16.12.2008 (73) Патентообладатель(и): Федеральное государственное унитарное (45) Опубликовано: 10.12.2009 Бюл. № 34 предприятие...»

«TD/B/C.I/34 Организация Объединенных Наций Конференция Организации Distr.: General Объединенных Наций 24 February 2014 Russian по торговле и развитию Original: English Совет по торговле и развитию Комиссия по торговле и развитию Шестая сессия Женева, 59 мая 2014 года Пункт 5 предварительной повестки дня Формирование экологичных и устойчивых транспортных систем с учетом возникающих вызовов Записка секретариата ЮНКТАД Резюме В настоящей записке рассматриваются некоторые соображения, о которых...»

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО МОРСКОГО И РЕЧНОГО ТРАНСПОРТА ФЕДЕРАЛЬНОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ Морской государственный университет им. адм. Г.И. Невельского СБОРНИК ДОКЛАДОВ 59-й международной молодежной научно-технической конференции МОЛОДЁЖЬ – НАУКА – ИННОВАЦИИ 23-25 ноября Том 1 Владивосток 2011 УДК 656.61 Сборник докладов 59-й международной молодежной научно-технической конференции МОЛОДЕЖЬ-НАУКА-ИННОВАЦИИ, 23-25 ноября 2011 г. в 2 тт. –...»

«Материалы международной научной конференции Об энергоинформационном воздействии на людей святилищ, расположенных близ г. Сочи* Брунов В.В. Вологодский государственный технический университет С 25 по 29 августа 2009 года, во время конференции Торсионные поля и информационные взаимодействия, была проведена серия экспериментов по изучению воздействия на людей различных приборов, методик, природных объектов. Измерение характеристик биополя испытуемых-добровольцев выполнено с помощью биолокационных...»









 
2014 www.konferenciya.seluk.ru - «Бесплатная электронная библиотека - Конференции, лекции»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.