CC BY
12
УДК 622.692.4
https://doi.org/10.24412/0131-4270-2023-3-4-36-41
МОДЕЛИРОВАНИЕ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ПРОЦЕССА ПАРАФИНИЗАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
ЧАСТЬ 3. РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВНУТРЕННЕГО ТЕПЛОИЗОЛЯЦИОННОГО СЛОЯ ИЗ АСПО
MODELING AND CHARACTERIZATION OF THE WAXING PROCESS OF MAIN OIL PIPELINES
PART 3. CALCULATION OF THE ECONOMIC EFFICIENCY OF THE INTERNAL THERMAL INSULATION LAYER FROM ASPHALTS, RESINS, AND PARAFFINS DEPOSITS
Хасанов И.И., Шакиров Р.А.
Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, г. Уфа, Россия
ORCID: http://orcid.org/0000-0002-3422-1237, E-mail: ilnur.mt@mail.ru ORCID: http://orcid.org/0000-0002-7017-081X, E-mail: rshakirov.02@gmail.com
Резюме: Объектом исследования является процесс парафи-низации магистральных и промысловых нефтепроводов на территории России, эксплуатация которых осложнена выпадением асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). В третьей части исследования авторами разработаны модели магистральных нефтепроводов различных диаметров с учетом равномерно распределенного по длине внутреннего слоя АСПО, образование которого происходит в ходе эксплуатации трубопроводов. Результаты моделирования подтверждают высказанное авторами предположение о снижении топливных затрат на работу трубчатых печей типа ПТБ, предназначенных для нагрева нефти на участках нефтепровода между перекачивающими станциями и, как следствие, себестоимости перекачки нефти.
Ключевые слова: магистральный нефтепровод, нефть, пара-финизация, АСПО, моделирование.
Для цитирования: Хасанов И.И., Шакиров Р.А. Моделирование и определение характеристик процесса парафинизации магистральных нефтепроводов. Часть 3. Расчет экономической эффективности внутреннего теплоизоляционного слоя из АСПО // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2023. № 3-4. С. 36-41.
D0I:10.24412/0131-4270-2023-3-4-36-41
Благодарность: Исследование выполнено в рамках программы «УМНИК» Фонда содействия инновациям по договору № 17264ГУ/2022 от 05.04.2022
Введение
Проблема транспорта высоковязких нефтей исследуется в России на протяжении последних десятилетий. Мировая тенденция по увеличению доли трудноизвлекаемых запасов нефти среди добываемых ресурсов отмечалась в исследованиях еще в конце XX века. [1, 2]. Россия обладает значительными трудноизвлекаемыми запасами, и их объем составляет около 55% всех запасов российской нефти. К регионам, в которых содержание высоковязких нефтей превышает 5%, относятся Тюменская область (8,3%), Республика Татарстан (12,8%), Республика Башкортостан
Khasanov Ilnur I., Shakirov Ruslan A.
Ufa State Petroleum Technical University, 450062, Ufa, Russia ORCID: http://orcid.org/0000-0002-3422-1237, E-mail: ilnur.mt@mail.ru ORCID: http://orcid.org/0000-0002-7017-081X, E-mail: rshakirov.02@gmail.com
Abstract: The object of the study is the process of waxing of main and field oil pipelines in Russia, the operation of which is complicated by the precipitation of asphalts, resins, and paraffins deposits formation. In the third part of the study, the authors developed models of major oil pipelines of various diameters, taking into account the inner layer of asphalts, resins, and paraffins deposits that is evenly distributed along the length, the formation of which occurs during the operation of pipelines. The simulation results confirm the assumption made by the authors about reducing the fuel costs for the operation of tube furnaces, designed to heat oil in the sections of the oil pipeline between pumping stations and, as a result, reducing the cost of pumping oil.
Keywords: main oil pipeline, oil, paraffinization, asphalts, resins, and paraffins formation, modeling.
For citation: Khasanov I.I., Shakirov R.A., Kashirina D.A. MODELING AND CHARACTERIZATION OF THE WAXING PROCESS OF MAIN OIL PIPELINES. PART 3. CALCULATION OF THE ECONOMIC EFFICIENCY OF THE INTERNAL THERMAL INSULATION LAYER FROM ASPHALTS, RESINS, AND PARAFFINS DEPOSITS. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2023, no. 3-4, pp. 36-41.
DOI:10.24412/0131-4270-2023-3-4-36-41
Gratitude: The study was carried out within the framework of the «UMNIK» program of the Innovation Assistance Fund under Contract No. 17264GU/2022 dated 05 April 2022.
(8,6%), Самарская область (9,7%), Пермский край (31,2%) [3].
Промысловый и магистральный транспорт высоковязких нефтей осложняется значительным рядом проблем, которые приводят к увеличению себестоимости перекачки. Для перекачки подобных нефтей применяются следующие технологии:
- смешивание нефтей с различными вязкостными свойствами;
- перекачка высоковязких и застывающих нефтей с разбавителями;
- перекачка нефти с присадками;
- перекачка нефти вместе с водой в виде эмульсий;
- перекачка термообработанной нефти;
- перекачка нефти с подогревом (горячая перекачка) [4].
Метод компаундирования (управляемого смешения
нефти) применяется для снижения вязкости нефти, что позволяет облегчить процесс перекачки по трубопроводам. Смешение нефтей различных месторождений может применяться на различных стадиях цикла добычи и транспорта нефти, начиная от смешения продукций из выкидных линий скважин в промысловых трубопроводах и заканчивая магистральным транспортом. Несмотря на распространенность метода, существует проблема несовместимости смешения некоторых видов нефтей, которая проявляется в образовании твердых осадков и нарушении стабильности коллоидной системы [5].
Перекачка нефтей с разбавителями способствует снижению концентрации парафина в нефти, и как следствие, снижению вязкости и температуры застывания нефти. К таким разбавителям относятся газовый конденсат с попутных газоконденсатных месторождений, маловязкие нефти и керосиновые фракции, возникающие при переработке нефти [4]. Недостатком метода является необходимость исследования оптимальных концентраций смешения и ухудшение сортности нефти.
Действие депрессорных присадок основано на разрушении межмолекулярных связей н-парафинов и является весьма распространенным методом, используемым при пуске горячих трубопроводов для повышения его надежности. В то же время уникальность различных составов нефтей не позволяет максимально эффективно использовать депрессорные присадки, в связи с чем состав основных и наиболее популярных присадок обусловлен основными группами типичных нефтей [6].
Идея транспортировки тяжелых нефтей в виде эмульсий нефть/вода была высказана еще в середине XX века и впервые успешно испытана в Индонезии. Преимуществом данного метода является более существенное снижение вязкости нефтяных эмульсий, стабилизированных гидрофильными поверхностно-активными веществами (ПАВ), чем при разбавлении легкими углеводородами. Также среди достоинств эмульсий указанного типа учеными отмечается экономичность и экологичность [7].
Термообработка нефтей является одним из старейших методов подготовки нефтей и представляет собой нагрев нефти выше температуры плавления парафинов. В ходе транспортировки термически обработанной нефти при понижении температуры ниже температуры массовой кристаллизации число вновь образовавшихся кристаллов АСПО существенно уменьшается, что объясняется снижением сил коагуля-ционного сцепления. Данный метод имеет множество нюансов, без учета которых реологические свойства нефти могут быть значительно ухудшены: так, выбор способа термообработки и конечный результат зависят от содержания в нефти парафинов и скорости охлаждения нефти при ее транспорте.
Наибольшее распространение для магистральных трубопроводов получил способ горячей перекачки (рис. 1), который предусматривает нагрев нефти в печах-теплообменниках головной нефтеперекачивающей станции (НПС) перед закачкой в нефтепровод. По данным автора статьи [8], одним из крупнейших «горячих» нефтепроводов является проложенный по территории Поволжья трубопровод Узень-Атырау-Самара протяженностью 1923 км.
Перед поступлением в магистральный нефтепровод нефть транспортируется из подводящего трубопровода 1 на головную нефтеперекачивающую станцию (ГНПС), где изначально подается в резервуары 2 с установленными подогревательными устройствами для выкачки подогретой нефти насосами 3 на подогреватели 4. После подогревателя нагретая нефть подается магистральными и подпорными насосами 5 в нефтепровод 6. К моменту поступления на следующую НПС температура нефти падает до значений, требующих повторного нагревания на подогревателях 10. После прохождения нескольких НПС нефть попадает на конечный пункт 9, где наполняет резервуары с подогревателями. При необходимости на трассе нефтепровода между НПС устанавливаются промежуточные подогреватели 7.
Наиболее современным и распространенным видом подогревателей являются печи трубчатые блочные (ПТБ). Основными блоками такого типа печей являются:
- блок теплообменной камеры;
- блок основания;
- блок вентиляторного агрегата.
Теплообменная камера выполнена в виде металлического теплоизолированного корпуса, внутри которого размещены продуктовые змеевики из оребренных труб. На потолочной части крепятся дымовые трубы, площадка обслуживания предохранительных клапанов. Теплообменная камера нижним основанием монтируется на блоке основания, который представляет собой стальную сварную пространственную конструкцию. В составе блока основания размещены камеры сгорания, трубопроводы подачи топлива к камерам сгорания, воздуховод принудительной подачи воздуха на горение, соединяющийся при помощи тройника, мягких вставок и коробов подвода воздуха с двумя блоками вентиляторных агрегатов. Вентиляторы с электродвигателями соединены муфтовым соединением, и каждый поддается регулированию производительности.
Технология нагрева нефти в печи типа ПТБ основана на сжигании попутного нефтяного газа в камере сгорания.
Рис. 1. Принципиальная технологическая схема горячей перекачки [81: ГНПС -головная нефтеперекачивающая станция; НПС - нефтеперекачивающая станция; КП - конечный пункт; 1 - подводящий трубопровод; 2, 9 -резервуары; 3 - подводящий насос; 4, 7, 10 - дополнительные подогреватели (печи подогрева); 5,8 - основные насосы; 6 - нефтепровод
Раскаленные продукты сгорания топлива из четырех камер сгорания через сопла-диффузоры в виде струй поступают во внутреннее пространство теплообменной камеры. Струи инжектируют уже охлажденные дымовые газы из нижних боковых зон теплообменной камеры, создавая интенсивную рециркуляцию продуктов сгорания, смешиваются с ними и охлаждаются. Продукты сгорания двигаются в камере поперек змеевиковых труб, проходя между их ребрами, что обеспечивает достаточно хороший конвективный теплообмен и исключает местный перегрев труб змеевиков [9].
Одним из наиболее эффективных видов является печь ПТБ-10Э (рис. 2), обладающая широким диапазоном рабочих температур продукта (не менее +5°С на входе и не более +90°С на выходе) и высоким КПД (85%), который обеспечивается дополнительными однорядными змеевиками вдоль боковых стен и повышенной номинальной производительностью по продукту (500 т/ч). В дымовых трубах установлены змеевики для подогрева топливного газа в зимнее время до температуры +65°С [10].
В предыдущих частях исследования авторами было проведено моделирование распределения асфальтосмо-лопарафиновых отложений (АСПО) в магистральных нефтепроводах диаметром 820, 1020, 1220 мм с различным рельефом трассы нефтепровода и способом прокладки. Целью третьей части исследования является расчет экономической эффективности внутреннего теплоизоляционного слоя из АСПО, равномерно распределенного по трассе нефтепроводов, идея об эффективности которого ранее была высказана как авторами [12], так и другими исследователями [13].
Формирование исходных данных для моделирования
Для проведения анализа были использованы модели магистральных нефтепроводов (табл. 1) из предыдущей части исследования:
- Dу 1220: подземный трубопровод проложен в грунте типа суглинок, не имеет перепада высотных отметок по длине трассы, в качестве изоляции
I Таблица 1
Параметры моделей магистральных трубопроводов
Параметр Значение
Диаметр наружный DН, мм 820 1020 1220
Толщина стенки 5СТ, мм [15] 10 12 14
Толщина изоляции 5ИЗ, мм [16] 2,5 3 3
Толщина теплоизоляционного слоя <$АСПОвн, мм 3 4 5
Глубина залегания (от верхней образующей) Н, м [17] 1,645 2,05 2,254
Скорость течения нефти V, м/с [18] 1,9 2,2 2,8
Начальный расход нефти Q0, м3/ч 3438,2 6170,7 11248,7
Среднегодовая температура грунта на оси трубопровода °С [19] 5,58 4,95 4,63
Длина участка нефтепровода 1, км 80
Ожидаемая конечная температура нефти tН, °С 10
Абсолютная шероховатость А, мм 0,2
Плотность грунта рГР, кг/м3 1800
Удельная теплоемкость грунта СГР, Дж/(кг°С) 3402
Коэффициент теплопроводности грунта аГР, Вт/(м ■ °С) 0,75
Длительность работы нефтепровода I дней
180
| Рис. 3. Трасса трубопровода Dy 1020 60
40
20
е
^ 0 г
5 -20 1 -40
3 -60
-80
-100
40 (10) Отметки по длине I, км
80 (20)
0
Таблица 2
Углеводородный состав нефти (плотность при 20 °С Р2д3 = 891,4 кг/м3)
Компонент Содержание, % масс. Компонент Содержание, % масс.
С2 0,07 С7-9 7,28
С3 0,44 С10-12 8,12
0,28 С13-15 9,77
п-С4 0,6 С16-20 13,97
0,73 С21-25 11,69
п-С5 0,45 С26-29 7,91
с6 1,43 С30+ 37,26
Таблица 3
Таблица 3 - Сравнительная характеристика магистральных нефтепроводов в зависимости от наличия внутреннего теплоизоляционного слоя АСПО
Параметр Нефтепровод
Dу 820 Dу 1020 Dу 1220
5аспо вн, мм 0 3 0 4 0 5
0, м3/ч 3438,2 3386,8 6170,7 6072,0 11248,7 11173,3
5АСПО.тах, мм 1,21 1,19 1,87 1,80 1,66 1,58
Каспо, м3 154,56 151,44 356,32 341,05 387,97 343,36
А (К - у, °С 42,13 42,00 48,91 48,30 46,22 45,06
Таблица 4
Влияние теплоизоляционного слоя АСПО
Параметр Нефтепровод
Dу 820 Dу 1020 Dу 1220
5аспо вн, мм 0 3 0 4 0 5
0, м3/ч 3438,2 3386,8 6170,7 6072,0 11248,7 11173,3
V, тыс. т/сут 72,48 71,40 130,1 128,0 237,1 235,6
А1/, тыс. т/сут -1,08 -2,1 -1,5-
ЕУД, кВт ч/т [18] 2,427 2,448 1,937 1,970 1,679 1,687
Ас , кВт ч/т ЕУД 0,21 0,33 0,08
Р, тыс. руб./сут1 346,4 334,4 920,3 886,0 1946,9 1942,8
АР, тыс. руб./сут
-12,0
-34,3
1 Суточная прибыль рассчитана исходя из разницы доходов от прокачки нефти по магистральным нефтепроводам согласно тарифам АО «Транснефть-Урал» по данным [20] и расходов от потребления электроэнергии насосными агрегатами со ставкой 4,686 руб/кВтч, принятой на основании тарифов на электроэнергию для корпоративных клиентов Республики Башкортостан за февраль 2023 года по данным [21].
нанесено защитное покрытие из полипропилена (ХИЗ = 0,2 Вт/м-К), имеется внутренний теплоизоляционный слой АСПО толщиной 8аспо = 5 мм;
- Dу 1020: отличается от типа 1 тем, что трасса трубопровода является криволинейной и имеет уклоны, достигающие 4° (рис. 3), имеется внутренний теплоизоляционный слой толщиной 8аспо = 4 мм;
- Dy 820: трубопровод выполнен в наземном исполнении на всем протяжении, средняя температура окружающей среды для выбранного в моделях региона расположения трубопровода принята равной 3,5 °С согласно [14]; имеется
внутренний теплоизоляционный слой АСПО толщиной 8аспо = 3 мм.
Толщина теплоизоляционного слоя АСПО принята на основании результатов максимальных значений толщины отложений парафинов, полученной при моделировании работы нефтепроводов в обычных условиях.
В качестве продукта перекачки используется высоковязкая нефть с высоким содержанием твердых парафиновых углеводородов С15+ (табл. 2) и содержанием парафина в нефти П = 5% масс.
При анализе результатов моделирования (табл. 3) отмечается, что для каждого из нефтепроводов уменьшаются все основные показатели процесса парафиноотложения: максимальная толщина отложений по длине трубопровода 8АСПОтах, суммарный объем отложений за время эксплуатации трубопровода ^дСгю и разница температуры нефти в начале и конце нефтепровода Аt по длине к моменту окончания периода эксплуатации Несмотря на это, уменьшение проходного сечения, вызванное наличием внутреннего теплоизоляционного слоя АСПО при сохранении скорости перекачки, приводит к уменьшению объема транспортируемой в единицу времени нефти (расхода Q) и, как следствие, увеличению удельных энергозатрат на работу насосных агрегатов ЕУД, что также снижает прибыль в единицу времени (табл. 4).
В то же время уменьшение падения температуры нефти по длине трубопровода приводит к сокращению затрат топливного газа на нагрев нефти в печах ПТБ. Потенциальный экономический эффект от теплоизоляционного слоя АСПО будет достигнут, если экономия от уменьшения потребляемого печами топливного газа будет превышать значение недополученной ввиду сокращения проходного сечения трубопровода выгоды от перекачки нефти. Необходимое число топливного газа для нагрева нефти определяется по уравнению
B•QР•ц
-2,1
=сН■GН■Аt,
(1)
где В - потребление топливного газа печью, м3/ч; Qfi -низшая теплота сгорания топлива, кДж/м3; п - КПД печи, п = 0,85; сН - удельная теплоемкость нефти, сН = 2100 Дж/кг-°С; GТГ - номинальная производительность по продукту; для печи ПТБ-10Э GТГ = 500 т/ч; Аt - разница между температурой в начале и конце участка трубопровода, °С.
Отсюда экономия топливного газа определяется как
AB = cH-GH-(AfÄCno - ДО / QHrn), (2)
Таблица 5
Состав топливного газа печи ПТБ-10Э [22]
I
где АГдСПО и At - разницы температур в начале и конце участка нефтепровода с теплоизоляционным слоем ДСПО и без него соответственно.
Для работы печей в расчете теплоты, требуемой на нагрев нефти, в качестве топлива принят высококалорийный природный газ. По мнению авторов исследования [22], использование газового топлива является обоснованным по сравнению с мазутом по причине его дешевизны, меньшего числа выделяющихся продуктов сгорания по сравнению с мазутом. Состав природного газа представлен в табл. 5.
В результате расчета были получены значения, соответствующие экономии природного газа, необходимого при нагреве нефти для каждого из трубопроводов в начале участка (табл. 6). Результаты показывают, что экономия наблюдается только в одном из случаев - для трубопровода 1220 мм, что обусловлено значительным количеством печей, необходимых для подогрева нефти, поступающей из трубопровода на НПС с заданным расходом.
Заключение
Таким образом, можно сделать вывод о подтверждении идеи об экономическом эффекте от создания внутреннего равномерно распределенного по длине трубопровода теплоизоляционного слоя ДСПО. В то же время убыточность создания слоя на части из смоделированных нефтепроводов обусловлена как особенностями процесса парафини-зации нефтепровода, так и установленным режимом работы
Компонент Содержание, % об. Компонент Содержание, % об.
H2 35,6 C3H6 4,9
n2 1,7 C4H10 6,6
CO 0,08 I-C4H10 7,3
CO2 0,1 транс-С4Н10 0,3
H2S 0,01 цис-С4Н10 0,2
CH4 10,8 изо-С4Н10 0,9
C2H6 11,6 C5H12 1,31
C3H8 18,6 Всего 100
Таблица 6
Результаты расчета экономической эффективности теплоизоляционного слоя АСПО
Параметр Значение
Диаметр наружный D, мм 820 1020 1220
Количество печей п, ед. 7 11 20
Экономия топливного газа ДВ, м3/ч 4 16,28 30,96
Прибыль с учетом экономии топливного газа ДР, тыс. руб/сут -8,64 -12,76 52,27
насосного оборудования, регулировка которого возможна соответствующими методами.
Представленная выборка моделей нефтепроводов не дает однозначного ответа на вопрос универсальности применения теплоизоляционного ДСПО как экономически эффективного варианта. Для создания универсальной модели, позволяющей оценить эффективность теплоизоляционного слоя слоя ДСПО в зависимости от параметров работы нефтепровода и реологических свойств нефти, требуется продолжение исследований с рядом других моделей нефтепроводов, результаты которых лягут в основу соответствующей нейросетевой модели.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
9.
10.
11
Антониади Д.Г., Валуйский А.А., Гарушев А.Р. Состояние добычи нефти методами повышения нефтеизвлече-
ния в общем объеме мировой добычи // Нефтяное хозяйство. 1999. № 1. С. 16-23.
Назьев В. Остаточные, но не второстепенные // Нефтегазовая вертикаль. 2000. № 3. С. 21-22.
Ященко И.Г. Анализ пространственных, временных и геотермических изменений высоковязких нефтей России
// Известия ТПУ. 2006. Т. 309. № 1. С. 32-39.
Специальные технологии перекачки. URL: https://discoverrussia.interfax.ru/wiki/36/ (дата обращения: 03.03.2023). Дерюгина О.П., Трапезников Е.А. Проблема «несовместимости» при компаундировании нефтей в процессах добычи, сбора, подготовки и транспортировки углеводородного сырья // Нефть и газ. 2021. № 2. С. 104-113. Кулакова Д.А. Перекачка высоковязкой нефти при помощи депрессорных присадок // Современные тенденции развития образования, науки и технологий: Мат. IX междунар. науч.-практ. конф. М.: ИП Туголуков А.В., 2019. С. 133-137.
Задымова Н.М., Скворцова З.Н. и др. Тяжелая нефть как эмульсия: состав, структура и реологические свойства // Коллоидный журнал. 2016. Т. 78. № 6. С. 675-687.
Жунусова Г.М. «Горячая» перекачка // Наука и образование сегодня. 2018. № 2. С. 14-17.
Печи подогрева. URL: https://ros-pipe.ru/tekh_info/tekhnicheskie-stati/khranenie-i-transportirovka-nefteproduktov/
pechi-podogreva/ (дата обращения: 06.03.2023).
Овчинников К.А., Першина К.В. Повышение энергоэффективности технологических схем с применением трубчатых печей при подготовке нефти // PROнефть. Профессионально о нефти. 2021. Т. 6. № 1. С. 59-63. Печь трубчатая блочная ПТБ-10Э. URL: https://www.technotecs.ru/products/155/160/ (дата обращения: 06.03.2023).
13.
14.
15.
16.
17.
18.
19.
20.
21.
22.
Хасанов И.И., Шакиров Р.А., Гильмутдинов Т.Д. Применение модели эффективной среды теплопроводности для моделирования АСПО в морских нефтепроводах // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2019. № 1. С. 17-23.
Дмитриев М.Е., Мастобаев Б.Н., Гильмутдинов Н.Р. Новые направления использования асфальтосмолопара-финовых отложений в процессе трубопроводного транспорта нефти // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2015. № 2. С. 8-12. СП 131.13330.2020 Строительная климатология. ГОСТ 10704-91 Трубы стальные электросварные прямошовные.
ГОСТ Р 51164-98 Трубы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы.
Нечваль А.М. Основные задачи при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов: учеб. пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005. 80 с. СП 20.13330.2016 Нагрузки и воздействия.
ФАС предлагает проиндексировать тарифы на прокачку нефти по системе Транснефти на 5,99% в 2023 г. URL: https://neftegaz.ru/news/transport-and-storage/758695-fas-predlagaet-proindeksirovat-tarify-na-prokachku-nefti-po-sisteme-transnefti-na-5-99-v-2023-g/ (дата обращения: 28.02.2023).
Тарифы на февраль 2023: Башэлектросбыт. URL: https://www.bashesk.ru/corporate/tariffs/unregulated/ (дата обращения: 16.03.2023).
Ляшонок С.Ю., Дьячкова С.Г., Кузнецов А.М. Перевод трубчатых печей на газовое топливо // Вестник ИрГТУ. 2013. № 6 (77). С. 144-147.
REFERENCES
2. 3.
9.
10.
11
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
19.
20.
21
22.
Antoniadi D.G., Valuyskiy A.A., Garushev A.R. The state of oil production by methods of increasing oil recovery in the total volume of world production. Neftyanoye khozyaystvo, 1999, no. 1, pp. 16-23 (In Russian). Naz'yev V. Residual, but not secondary. Neftegazovaya vertikal', 2000, no. 3, pp. 21-22 (In Russian). Yashchenko I.G. Analysis of spatial, temporal and geothermal changes in high-viscosity oils in Russia. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta, 2006, vol. 309, no. 1, pp. 32-39 (In Russian).
Spetsial'nyye tekhnologii perekachki (Special pumping technologies) Available at: https://discoverrussia.interfax.ru/ wiki/36/ (accessed 3 March 2023).
Deryugina O.P., Trapeznikov YE.A. The problem of "incompatibility" in the compounding of oils in the processes of production, collection, preparation and transportation of hydrocarbon raw materials. Neft igaz, 2021, no. 2, pp. 104-113 (In Russian).
Kulakova D.A. Perekachka vysokovyazkoy nefti pri pomoshchi depressornykh prisadok [Pumping of high-viscosity oil using depressor additives]. TrudyIXmezhd. nauch.-prakt. konf. «Sovremennyye tendentsiirazvitiya obrazovaniya, nauki i tekhnologiy» [Proc. of IX Int. scientific-practical. conf. "Modern trends in the development of education, science and technology"]. Moscow, 2019, pp. 133-137.
Zadymova N.M., Skvortsova Z.N. Heavy oil as an emulsion: composition, structure and rheological properties. Kolloidnyy zhurnal, 2016, vol. 78, no. 6, pp. 675-687 (In Russian).
Zhunusova G.M. "Hot" pumping. Nauka i obrazovaniye segodnya, 2018, no. 2, pp. 14-17 (In Russian).
Pechi podogreva (Heating furnaces) Available at: https://ros-pipe.ru/tekh_info/tekhnicheskie-stati/khranenie-i-
transportirovka-nefteproduktov/pechi-podogreva/ (accessed 6 March 2023).
Ovchinnikov K.A., Pershina K.V. Improving the energy efficiency of technological schemes with the use of tube furnaces in the preparation of oil. PROneft'. Professional'no o nefti, 2021, vol. 6, no. 1, pp. 59-63 (In Russian). Pech' trubchataya blochnaya PTB-10E (Tubular block furnace PTB-10E) Available at: https://www.technotecs.ru/ products/155/160/ (accessed 6 March 2023).
Khasanov I.I., Shakirov R.A., Gil'mutdinov T.D. Application of a model of an effective heat conduction medium for modeling asphalt, resin and paraffin deposits in offshore oil pipelines. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syrya, 2019, no. 1, pp. 17-23 (In Russian).
Dmitriyev M.YE., Mastobayev B.N., Gil'mutdinov N.R. New directions for the use of asphalt, resin and paraffin deposits in the process of oil pipeline transport. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2015, no. 2, pp. 8-12 (In Russian).
SP 131.13330.2020 Stroitel'naya klimatologiya [SP 131.13330.2020 Building climatology].
GOST 10704-91. Truby stal'nyye elektrosvarnyye pryamoshovnyye. Sortament [State Standard 10704-91. Electrically welded steel line-weld tubes. Range].
GOST R 51164-98. Truby stal'nyye magistral'nyye. Obshchiye trebovaniya k zashchite ot korrozii [State Standard R 51164-98. Steel pipe mains. General requirements for corrosion protection]. SP 36.13330.2012. Magistral'nyye truboprovody [SP 36.13330.2012. Main pipelines].
Nechval' A.M. Osnovnyye zadachipriproyektirovanii i ekspluatatsii magistral'nykh nefteprovodov [The main tasks in the design and operation of main oil pipelines]. Ufa, UGNTU Publ., 2005. 80 p. SP 20.13330.2016 Nagruzki i vozdeystviya [SP 20.13330.2016 Loads and impacts]
FAS predlagayetproindeksirovat tarify na prokachku neftipo sisteme Transnefti na 5,99% v2023 g. (FAS proposes to index tariffs for oil transportation through the Transneft system by 5.99% in 2023) Available at: https://neftegaz.ru/news/ transport-and-storage/758695-fas-predlagaet-proindeksirovat-tarify-na-prokachku-nefti-po-sisteme-transnefti-na-5-99-v-2023-g/ (accessed 28 February 2023).
Tarify na fevral' 2023: Bashelektrosbyt (Tariffs for February 2023: Bashelectrosbyt) Available at: https://www.bashesk. ru/corporate/tariffs/unregulated/ (accessed 16 March 2023).
Lyashonok S.YU., D'yachkova S.G., Kuznetsov A.M. Conversion of tubular furnaces to gas fuel. Vestnik IrGTU, 2013, no. 6 (77), pp. 144-147 (In Russian).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Хасанов Ильнур Ильдарович, к.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Шакиров Руслан Азатович, аспирант, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Ilnur I. Khasanov, Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological University.
Ruslan A. Shakirov, Postgraduate Student, Ufa State Petroleum Technological University.
4
7.
