Разработка методики мониторинга малоцикловой усталости в локальных геометрических дефектах стенки резервуаров морских терминалов нефти тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, кандидат наук Горбань Николай Николаевич

• Горбань Николай Николаевич
• кандидат наук
• 2021

Оглавление диссертации кандидат наук Горбань Николай Николаевич

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЕ ЦИКЛИЧЕСКОЙ РАБОТЫ РЕЗЕРВУАРОВ МОРСКИХ ТЕРМИНАЛОВ НЕФТИ

2.1. Анализ существующих методик оценки числа циклов нагружения резервуаров

2.2. Методика оценки числа отработанных резервуаром циклов нагружения по эксплуатационным данным

2.3. Методика оценки числа отработанных резервуаром морского терминала циклов нагружения по статистическим данным

2.4. Исследование особенностей цикличности нагружения РВС морских терминалов

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ГЛАВА 3. ОБСЛЕДОВАНИЕ КРУПНОГАБАРИТНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ МОРСКИХ ТЕРМИНАЛОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ НЛС

3.1.Идентификация дефектов геометрии стенки резервуара в виде эквивалентных отклонений от проектной геометрии

3.2. Методика обследования резервуаров с применением НЛС

3.3. Оптимизация алгоритма выбора положения сканерных станций при обследовании крупногабаритных резервуаров морских терминалов

3.4. Оптимизация алгоритма выбора положения сканерных станций с учетом требований к погрешности измерений

3.5. Оптимизация алгоритма выбора разрешения лазерного сканирования при обследовании крупногабаритных резервуаров морских терминалов

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 3:

ГЛАВА 4 РЕКОМЕНДАЦИИ ПО МОНИТОРИНГУ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ РВС НА МОРСКИХ ТЕРМИНАЛАХ НА ОСНОВЕ ОЦЕНКИ РИСКА ДОСТИЖЕНИЯ ПРЕДЕЛЬНОГО СОСТОЯНИЯ ПО МЕХАНИЗМУ МАЛОЦИКЛОВОЙ ПРОЧНОСТИ

4.1. Методика комплексного мониторинга возникновения малоцикловой усталости в локальных геометрических дефектах стенки резервуаров большого единичного объема морских терминалов

4.2. Компенсирующие мероприятия для обеспечения безопасной эксплуатации резервуаров в рамках установленного срока эксплуатации

4.2.1. Повышение частоты мониторинга дефекта

4.2.2. Снижение интенсивности циклической работы резервуара

4.2.3. Уменьшение амплитуды напряжений

4.2.4. Уменьшение межремонтного периода

4.2.5. Выполнение ремонтных работ

4.3. Алгоритм реализации методики комплексного мониторинга малоцикловой усталости в локальных геометрических дефектах стенки

резервуаров большого единичного объема морских терминалов

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 4:

Заключение

Список литературы

Введение

Прогресс в нефтегазовой отрасли основан на внедрении в технологические процессы добычи, транспортировки и хранения углеводородов нового эффективного оборудования, современных технологий производства работ, в том числе таких, которые никогда ранее не применялись. В тоже время вся система государственного нормативно-технического регулирования нефтегазовой отрасли построена на требованиях по применению апробированных и хорошо изученных конструкций и решений, что отражено в системе действующих нормативно-технических документов (национальных и межгосударственных стандартов и сводов правил, отраслевых нормативно-технических стандартов). Указанная ситуация приводит к тому, что организации, внедряющие новейшее оборудование и технологии, вынуждены делать это в обход действующей системы регулирования, применяя механизм специальных технических условий. Это приводит к тому, что опыт строительства таких объектов не обобщается, не анализируется и не отражается при нормировании федеральных требований к таким конструкциям.

Примером таких конструкций являются резервуары большого объема

-5

(более 50 000 м ), которые применяются на морских наливных терминалах. В последние годы в России построен целый ряд морских отгрузочных терминалов нефти, в основу проектирования и сооружения которых положены специальные технические условия. При этом, практически для всех из них за рамками нормирования остался вопрос малоциклового нагружения стенки резервуаров, определяемый конструктивными решениями, условиями и режимами эксплуатации.

Учитывая потенциальную техногенную опасность резервуарных парков на морских терминалах, актуальным является анализ режима работы таких конструкций и оценка рисков достижения предельных состояний по механизму малоцикловой усталости.

Степень разработанности темы исследования:

В работе использованы данные исследований российских и зарубежных ученых, широкая номенклатура нормативной документации различных стран, научные результаты, которые получили ведущие отечественные и зарубежные ученые В.Б. Галеев, В.В. Любушкин, А.А. Тарасенко, А.А. Коршак, С.П. Тимошенко, М.К. Сафарян, В.Е. Шутов, Э.Я. Еленицкий, В.А. Буренин, Г.Е. Коробков, И.Э. Лукьянова, С. Ямамото, Р. Бэлл, Е. Карлсон, Д. Кларк, Е. Де Бир и др., учтены нормативные требования к проектированию, изготовлению, монтажу и испытанию и эксплуатации вертикальных цилиндрических стальных резервуаров номинальным объемом до 120 000 м3.

Цель исследования: повышение надежности и безопасности эксплуатации резервуаров резервуарных парков морских терминалов на основе разработки методики прогнозирования достижения предельных состояний по механизму малоцикловой усталости РВС большого объема с учетом их реальной геометрической формы и фактического напряженно -деформированного состояния резервуаров.

Для достижения поставленной цели должны быть решены следующие задачи:

1. Определить закономерности циклического нагружения резервуаров морских терминалов и разработать методику количественной оценки параметров цикличности работы резервуаров при различных режимах функционирования терминалов;

2. Разработать инженерную методику построения реальной геометрической модели стенки резервуара с возможностью выявления значимых локальных отклонений и дефектов геометрии стенки от проектных параметров;

3. Провести формализацию критерия достижения локальными геометрическими дефектами стенки предельного состояния по механизму малоцикловой усталости при различных конструктивных решениях,

условиях и режимах эксплуатации резервуара и разработать методику определения текущего уровня накопленных повреждений по критерию Пальмгрена-Майнера;

4. Построить алгоритм оценки остаточного ресурса резервуаров по механизму малоцикловой усталости, который учитывает геометрическую и физическую нелинейность металлоконструкций резервуара и несимметричное нагружение конструкций во время товарных операций.

Научная новизна и защищаемые положения исследования:

1. Предложена методика расчета допустимых параметров цикличности работы резервуаров морских терминалов при различных режимах функционирования терминалов с учетом параметров локальных отклонений от проектных параметров и дефектов геометрии стенки.

2. Формализована методика выбора оптимальных технологических процедур оценки параметров локальных отклонений от проектных параметров и дефектов геометрии стенки резервуаров морских терминалов на основе трехмерного наземного лазерного сканирования.

3. Разработана методика оценки достижения предельных состояний по механизму малоцикловой усталости при различных конструктивных решениях, условиях и режимах эксплуатации РВС большого объема морских терминалов.

Теоретическая и практическая значимость работы заключается в создании и реализации методологии прогнозирования и мониторинга опасности возникновения предельных состояний по механизму малоцикловой усталости при различных конструктивных решениях, условиях и режимах эксплуатации РВС большой емкости на морских терминалах и обеспечения их безопасности.

Соответствие диссертации паспорту специальности.

Область исследования, связанная с исследованием факторов и механизмов влияния конструктивных решений, условий и режимов эксплуатации резервуаров морских терминалов на обеспечение и повышение

их безопасности соответствует паспорту специальности 25.00.19 -Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ, а именно: пункту 1 «Напряженное состояние и взаимодействие с окружающей средой трубопроводов, резервуаров и оборудования при различных условиях эксплуатации с целью разработки научных основ и методов прочностного, гидравлического и теплового расчетов нефтегазопроводов и газонефтехранилищ» и пункту 7 «Исследования в области ресурса трубопроводных конструкций, в том числе, прогнозируемого при проектировании и остаточного при их эксплуатации».

Методы исследования.

При анализе механизма малоцикловой усталости использовались подходы, базирующиеся на классических методах линейной механики разрушения.

Достоверность научных положений обоснована и подтверждена использованием современных методов и средств исследований. Обработка статистических данных проводилась с помощью стандартных методов математического анализа. Достоверность теоретических исследований подтверждается установленным совпадением частных численных решений с литературными данными, полученными другими авторами, и совпадением исследуемых процессов в практике с построенными теоретическими положениями.

Реализация результатов работы.

Разработанный алгоритм прогнозирования и мониторинга опасности возникновения предельных состояний по механизму малоцикловой усталости при различных конструктивных решениях, условиях и режимах эксплуатации РВС большой емкости и обеспечения их безопасности предлагается использовать в качестве теоретической основы для дополнения действующей нормативно-технической документации в части мониторинга и оценки технического состояния РВС.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методики мониторинга малоцикловой усталости в локальных геометрических дефектах стенки резервуаров морских терминалов нефти»

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы доложены и обсуждались на Midstream Oil and Gas Congress Копенгаген, Швеция, 2018 г., Евразийским форуме Kazenergy, Астана, Казахстан, 2018 г., на 20-й Международной выставке «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса» - «Нефтегаз-2021», межкафедральном научно-техническом семинаре факультета проектирования, сооружения и эксплуатации систем трубопроводного транспорта ФГАОУ ВО «РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина».

Публикации.

По материалам диссертации опубликовано 7 печатных работ, в том числе 7 статей опубликованы в рецензируемых научных журналах, рекомендованных Высшей Аттестационной Комиссией (ВАК) для опубликования основных научных результатов диссертаций на соискание ученых степеней доктора наук, кандидата наук.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов и содержит 148 страниц машинописного текста, 44 рисунка, 21 таблицу, список литературы, включающий 64 источника.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ И ПРОБЛЕМНЫХ ВОПРОСОВ ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ РВС

НА МОРСКИХ ТЕРМИНАЛАХ

1.1. Анализ тенденций развития морских нефтеналивных терминалов в Российской Федерации

Морской нефтеналивной терминал - комплекс причальных объектов, которые используются для налива нефти в танкеры, включающий резервуары, узлы учета нефти, соединительные технологические трубопроводы, причальные сооружения (береговые причалы, пирсы, выносные приемные устройства и др.), подводные трубопроводы для соединения береговых сооружений с выносными причальными устройствами, системы налива танкеров, стоянку для малых вспомогательных судов, вспомогательные здания и сооружения; системы диспетчерского управления и сбора данных, системы связи, сопутствующие сооружения, предназначенные для обслуживания оборудования и судов.

В последние годы наблюдается резкое увеличение строительства новых морских нефтеналивных терминалов. В течение последних лет в России построен ряд нефтеналивных терминалов, способных принимать и обрабатывать суда дедвейтом до 150 тыс. тонн и выше. География новых морских нефтеналивных терминалов очень широка (таблица 1.1). Анализ реализованных проектов показывает несколько возможных концепций реализации данных проектов. Организационно морской терминал может представлять собой либо обособленный производственный объект, специализирующийся исключительно на экспорте углеводородов, либо являться частью инфраструктуры портовых сооружений.

Можно выделить семь крупнейших морских терминалов по объему отгрузки нефти и нефтепродуктов в России, из них четыре относится к организациям системы ПАО «Транснефть» (Новороссийский морской торговый порт, СМНП Приморск, СМНП Козьмино, порт «Усть-Луга»), а

Таблица 1.1 - Характеристик морских терминалов Российской Федерации

№ Наименование порта/терминала Продукт Год ввода в эксплуатацию Пропускная способность, млн. тонн/год Производительность налива, м3/ч Емкость резер-вуарного парка, тыс. м3 Дедвейт принимаемого судна, тыс. тонн Поставка продукта Типы резервуаров

1 Новороссийский морской торговый порт нефть 1964 30 15 000 1 580, 62 250 трубопровод железнодорожный 15хРВСПК - 50 000; РВСП 30 000; РВСП 20 000; РВСП 10 000 в т.ч. ЖБР

2 Морской терминал Каспийского Трубопроводного Консорциума нефть 2001 67 — 1 000, 10 300 трубопровод 10хРСПК 100 000

Специализированный

3 морской нефтеналивной порт Приморск нефть 2001 74 10 000 657, 18 150 трубопровод 18хРВСПК 50 000

4 Специализированный морской нефтеналивной порт Козьмино нефть 2009 30 — 500, 12 150 трубопровод железнодорожный 12хРВСПК 50 000

5 Нефтеотгрузочный терминал Де-Кастри проекта «Сахалин-1» нефть 2006 12 — 190, 2 — трубопровод 2хРСПК 100 000

6 Порт «Усть-Луга» нефть, нефтепродукт 2012 30 9 000 960, 33 300 трубопровод железнодорожный 8хРВСПК 50 000; РВС 30 000; РВСП 20 000

7 Терминал отгрузки нефти (ТОН) производственного комплекса «Пригородное» нефть 2009 8 — 190, 2 150 трубопровод 2хРСПК 100 000

8 Таманьнефтегаз нефть 2012 — 4 000 640, 48 160 железнодорожный РВС 30 000

9 Арктический нефтеналивной терминал «Ворота Арктики» нефть 2016 8.50 — — — трубопровод РВС 20 000; РВС 10 000

Продолжение таблицы 1 .1

№ Наименование порта/терминала Продукт Год ввода в эксплуатацию Пропускная способность, млн. тонн/год Производительность налива, м3/ч Емкость резер-вуарного парка, тыс. м3 Дедвейт принимаемого судна, тыс. тонн Поставка продукта Типы резервуаров

10 Распределительный перевалочный комплекс (РПК) — Высоцк «ЛУКОЙЛ-П» нефтепродукт 2004 12 — 460 90 трубопровод железнодорожный РВС 30 000 РВС 20 000; РВС 10 000

11 Терминал ООО «Новороссийский мазутный терминал» мазут 2009 4 2 500 119 60 железнодорожный группа резервуаров объемом от 0,1 до 20 тыс. м3

12 АО «Туапсинский морской торговый порт» нефть 1933 20 4 500 — 100 трубопровод группа резервуаров объемом от 0,1 до 20 тыс. м3

13 Терминал ООО «Курганнефтепродукт» мазут 2006 2 — — 10 автомобильный железнодорожный группа резервуаров объемом от 0,1 до 20 тыс. м3

14 ООО «Первый мурманский терминал» нефть нефтепродукт — — — 100 — железнодорожный группа резервуаров объемом от 0,1 до 20 тыс. м3

15 ООО «РН-Архангельскнефтепрод укт» нефть нефтепродукт 2004 4 — 190 — железнодорожный группа резервуаров объемом от 0,1 до 20 тыс. м3

16 Таналау нефть — 5 30 трубопровод группа резервуаров объемом от 0,1 до 20 тыс. м3

17 Петербургский нефтяной терминал нефть 1995 10 — 397 100 железнодорожный группа резервуаров объемом от 0,1 до 20 тыс. м3

18 Нефтеперевалочный терминал в Ванино нефтепроду кт 1995 3.50 — 200 70 железнодорожный —

19 ЛУКОЙЛ-Комплексный нефтяной терминал нефть 2001 6 — 144 — железнодорожный группа резервуаров объемом от 0,1 до 20 тыс. м3

20 Варандейский терминал нефть 2008 12 — — 70 трубопровод —

21 ООО «РН-Находканефтепродукт» нефтепроду кт 1995 7.50 — 460 — железнодорожный РВС 10 000; РВС 5 000

три представлены консорциумами из нескольких нефтегазовых компаний (Морской терминал КТК, терминал Де-Кастри, ТОН «Пригородное»). Объем резервуарных парков этих терминалов находится в диапазоне от 190 до 1 580

-5

тыс. м , а количество резервуаров в диапазоне от 2 до 62 (подробно в таблице 1.1).

Структура резервуарных парков хранения нефти и нефтепродуктов на морских терминалах в Российской Федерации может быть описана с применением трех моделей. Первая модель (модель А) - резервуарный парк с применением РВСПК-50 000 активно используется в экспортных проектах ПАО «Транснефть». Для этой модели характерно использование от 8 до 18 резервуаров типа РВСПК-50 000 для экспорта нефти и группы резервуаров

-5

РВС/РВСП объемом от 5 до 30 тыс. м для экспорта светлых нефтепродуктов. К модели А относятся объекты ПАО «Транснефть» - Новороссийский морской торговый порт, Специализированный морской нефтеналивной порт Приморск, Специализированный морской нефтеналивной порт Приморск, Порт «Усть-Луга». Общий объем резервуарного парка для такой модели в России лежит в диапазоне от 500 до 1580 тыс. м , что достигается применением значительного (до 70 единиц) числа резервуаров различной емкости.

Морские терминалы модели А имеют подводящие трубопроводы для нефти и нефтепродуктов и могут иметь перевалочные железнодорожные наливные пункты для приема нефтепродуктов. Такая модель характерна для экспортных направлений, которые реализуются в рамках монопольной системы трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов в Российской Федерации. При этом морской терминал в данном случае является конечным участком системы магистральных трубопроводов нефти и нефтепродуктов. Так СМНП «Приморск» - это конечная точка БТС и проекта «Север», Усть-Луга - конечная точка БТС-2, СМНП «Приморск» - ВСТО.

Конструкции РВСПК-50 000 активно применяются ПАО «Транснефть» не только для морских терминалов, но и для ЛПДС с резервуарным парком, например в проектах магистральных нефтепроводов ВСТО и ВСТО-2.

Вторая модель (модель Б) хранения нефти на морском терминале представляет собой применение РВСПК-100 000. Данная модель применяется в России в проектах со значительным иностранным участием. В данном случае резервуарный парк может включать от 2 до 10 резервуаров для хранения нефти. В подобных проектах транспорт нефтепродуктов не предусмотрен. К данной модели относятся: Морской терминал Каспийского Трубопроводного Консорциума, Нефтеотгрузочный терминал Де-Кастри проекта «Сахалин-1», Терминал отгрузки нефти (ТОН) производственного комплекса «Пригородное». Общий объем резервуарного парка лежит в

-5

диапазоне от 190 до 1000 тыс. м и фактически определяется количеством резервуаров РВСПК-100 000.

Морские терминалы модели Б имеют подводящие трубопроводы нефти без возможности поставки другим видом транспорта. Морской терминал в данном случае является обособленным объектом инфраструктуры и не входит в состав морского порта или многофункционального перевалочного комплекса. Применение конструкций РВСПК-100 000 универсально и подходит как для организации экспорта нефти одного месторождения (например, нефтеотгрузочный терминал Де-Кастри проекта «Сахалин 1» и терминал отгрузки нефти «Пригородное» проекта «Сахалин-2») с мощностью порядка 10 млн. тонн в год, так и для комплексного освоения группы месторождений - морской терминал в поселке Южная Озереевка Каспийского трубопроводного консорциума (мощность после реконструкции - 67 млн. тонн в год).

Для Российской Федерации конструкция резервуаров РВСПК-100 000 является уникальной и реализуется исключительно в составе морских терминалов, причем на сегодняшний день реализовано только три таких проекта в составе консорциумов с иностранными нефтегазовыми

компаниями. В мировой практике аналогичные конструкции активно применяются в морских терминалах налива нефти.

Третья модель хранения нефти и нефтепродуктов в морских терминалах (модель В) представляет собой использование значительного

Л

числа резервуаров РВС и РВСП объемом до 30 тыс. м . Такие терминалы представляют собой объекты смешанного экспорта нефти и нефтепродуктов, а резервуарный парк таких терминалов может содержать до 70 резервуаров

-5

различных типов при общем объеме хранения до 500 тыс. м . В качестве примеров таких моделей можно привести распределительный перевалочный комплекс — Высоцк «ЛУКОЙЛ-П», Терминал ООО «Новороссийский мазутный терминал», АО «Туапсинский морской торговый порт» и т.д.

Данная модель структуры резервуарных парков морских терминалов является достаточно «архаичной» и ее применение можно свести к нескольким случаям и их сочетаниям:

• смешанный экспорт и перевалка небольших объемов (до 5 млн. тонн в год) нефти, нефтепродуктов, стабильного газового конденсата и других видов жидких углеводородов как на экспорт, так и для внутреннего потребления, включая бункеровку;

• терминалы построены в 90-ые годы;

• терминалы располагаются в особых природно-климатических условия (например, за полярных кругом);

• доставка продукта на терминал автомобильным и/или железнодорожным транспортом.

Сравнительная характеристика различных моделей морских терминалов приведена в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Модели функционирования морских терминалов в Российской Федерации

Модель Основной тип резервуара Кол-во резервуаро в основного типа, шт. Вспомогательные типы резервуаров Кол-во резервуаров вспомогательного типа, шт. Объем резер-вуарного парка, 3 тыс. м Способ доставки нефти и нефтепродуктов

А РВСПК - 50 000 от 8 до 18 РВС/РВСП объемом от 5 000 до 30 000 м3 до 40 500 -1580 Трубопровод и железная дорога

Б РВСПК -100 000 от 2 до 10 — — 190 -1000 Трубопровод

В — — РВС/РВСП объемом от 1 000 до 30 000 м3 до 70 до 500 Железная дорога, автомобильный транспорт, трубопровод

Таким образом, результаты анализа, представленные в таблицах 1.1 и 1.2, показывают, что для строительства и реконструкции современных морских нефтеналивных терминалов в Российской Федерации характерна общемировая тенденция использования для резервуарных парков

Л

резервуаров объемом 50 000 и 100 000 м (т.е. формирование структуры резервуарных парков по моделям А и Б). В мировой же практике резервуары морских нефтеналивных терминалов могут иметь и больший объем, например в морских терминалах компании Saudi Aramco активно эксплуатируются резервуары вместимостью до 120 000 м .

1.2. Технологические модели режима работы РВС морских нефтеналивных терминалов

Все крупные терминалы по отгрузке нефти работают в сложном режиме, поскольку нефть поступает на терминал непрерывно по трубопроводу, а отгружается партиями на танкер. При этом объемы поступающей нефти, ввиду специфики работы трубопроводного транспорта, предсказуемы и могут быть весьма точно определены на стадии проектной подготовки и закладываются непосредственно в проектную документацию

как задание на проектирование трубопровода. Объемы отгружаемой на танкер нефти должны совпадать с объемами принимаемой нефти. Однако же ввиду специфики отгрузки нефти как цикличной процедуры налива, это совпадение обеспечивается только на отдельных отрезках времени.

Таким образом, резервуарный парк выполняет функцию стабилизации потоков нефти, не допуская простоя трубопровода или наоборот обеспечивая непрерывную загрузку морского танкера. В зависимости от конкретных условий работы и эксплуатации можно выделить несколько вариантов загрузки резервуаров резервуарного парка морского нефтеналивного терминала.

Вариант №1. Нефть поступает по трубопроводу в резервуар, заполняя его до максимального уровня налива, после чего трубопровод начинает заполнять следующий резервуар. Из заполненного резервуара при этом ведется откачка нефти на морской танкер, через систему налива. В этом случае резервуар работает в циклическом режиме как накопительная емкость.

Вариант №2. Нефть одновременно поступает в резервуар по трубопроводу и откачивается из резервуара в морской танкер. В этом случае резервуар используется как буферная емкость.

Вариант №3. Нефть напрямую перекачивается по трубопроводу на танкер, без захода в резервуарный парк.

Все три варианта имеют как плюсы, так и минусы применения. Вариант №1 наиболее безопасен и технологичен с точки зрения организации процесса налива, поскольку поддерживая постоянный уровень нефти в резервуарах можно управлять режимом работы трубопровода, останавливая его при необходимости на техническое обслуживание и ремонт, снижая объемы транспортировки и т.д. Кроме того, данный режим позволяет управлять объемами отгрузки нефти на морской танкер, нивелировать случайные факторы, связанные с изменением и сбоями в ритмичности налива партий. При этом данный режим работы требует от резервуаров постоянной

циклической работы и наиболее сильно нагружает резервуарные конструкции. Но такой режим работы защищает береговую инфраструктуру налива от возможных проблем с повышением или понижением давления в коммуникациях по причине отказов трубопровода, поскольку подача нефти осуществляется из резервуара, и мы имеем предсказуемые и неизменные гидравлические характеристики процесса движения нефти в трубопроводе. Большинство терминалов работают в этом режиме.

Вариант №1 требует значительного количества резервуаров для обеспечения безостановочного функционирования терминала как при кратковременной остановке трубопровода, так и при невозможности отгрузки танкера по форс-мажорным причинам. Анализ резервуарных парков нефтеналивных терминалов в таблице 1.2 показывает, что объем резервуарного парка морского нефтеналивного терминала в России лежит в диапазоне от 3,2 до 7,34 суточной производительности, в среднем - 5,1 суточной производительности.

Исследование режима работы резервуарного парка и существующих подходов к определению необходимой емкости резервуарного парка, а также определение конкретного числа резервуаров проведено в Главе 2 на основе того, какие объемы нефти поступают на терминал и с какой интенсивностью идет отгрузка.

Вариант №2 не требует такого значительного объема резервуаров для хранения нефти, обеспечивая при этом эффективный гидравлический режим работы портовой инфраструктуры налива, но при отключении трубопровода запасов нефти в таком резервуаре может не хватить даже для одного полноценного налива танкера.

Вариант №3 не требует наличия в портовой инфраструктуре резервуаров хранения, а налив в танкер реализуется непосредственно трубопроводом. В таком случае любые проблемы с объемами транспортировки нефти по трубопроводу или любые проблемы с морским танкером приводят к тому, что фактически весь объект простаивает.

Анализ режимов работы морского терминала показывает, что при значительном объеме транспортировки нефти единственным рациональным вариантом постоянной и бесперебойной работы морского терминала является работа по варианту №1. Для его реализации ключевым требованием является необходимость обеспечения налива нефти в морской танкер с максимальной возможной производительностью, что является ключевым фактором при выборе необходимого объема отдельных резервуаров и резервуарного парка в целом.

Для оценки наиболее рационального объема единичного резервуара приведем результаты анализа максимального дедвейта принимаемых судов в крупнейших российских терминалах (таблица 1.1). Показано, что дедвейт морского танкера для российских терминалов лежит в диапазоне от 100 до

-5

300 тыс. м , что соответствует двум наиболее распространенным в мире типам танкеров - Aframax и VLCC (Very Large Crude Carriers). Ввиду особенностей расположения морских терминалов в России в морских акваториях (Черное и Балтийское моря), за полярным кругом и на Дальнем востоке (акватория Тихого океана) следует считать, что применение более

Л

крупных танкеров (до 500 тыс. м дедвейта) типа ULCC (Ultra Large Crude Carriers) на текущем этапе развития невозможно.

Таким образом, для налива одиночного танкера в морском терминале

-5

Российской Федерации необходимо от 100 до 300 тыс. м нефти. Для налива данного объема нефти в танкер необходимо использовать от 3 до 7 полных резервуаров тира РВСПК-50 000 или от 1 до 3 резервуаров типа РВСПК-100 000.

Кроме того, в соответствии с правилами безопасности резервуаров, утвержденные Ростехнадзором [1], максимальная скорость движения плавающей крыши при сливе-наливе не должна превышать 4 м/с для резервуаров вместимостью более 30 000 м3. Данное ограничение устанавливает максимальную объемную производительность слива-налива для РВСПК-50 000 равную 11 575 м3/ч, для РВСПК-100 000 - 28 592 м3/ч.

Указанное ограничение приводит к тому, что производительность налива для РВСПК-100 000 в 2,5 раза выше, чем производительность налива РВСПК-50 000.

Кроме того, правилами безопасности [2] и [3] устанавливаются требования к максимальной скорости транспортировки нефти по технологическим трубопроводам исходя из критерия обеспечения электростатической безопасности процесса. В существующих документах данное ограничение лежит в диапазоне от 5 до 10 м/с.

В рамках указанных ограничений на рисунке 1.1 выполнено сравнение допустимых зон производительности слива-налива по двум указанным критериям.

Для РВСПК-50 000 выделены две области допускаемых значений:

- область 1 представляет собой область допустимых значений производительности налива и диаметров технологических трубопроводов при скорости нефти в технологических трубопроводах до 10 м/с;

- область 2 представляет собой область допустимых значений производительности налива и диаметров технологических трубопроводов при скорости нефти в технологических трубопроводах до 5 м/с.

Для РВСПК-100 000 при скорости нефти в технологических трубопроводах не возникает ограничения по диаметру патрубка, а при скорости в 10 м/с область допустимых значений представлена на рисунке 1.1 областью 3.

Из рисунка 1.1 видно, что исходя из требований [2] производительность налива терминалов с РВСПК-100 000 будет существенно (до 2,5 раз) выше, чем производительность налива терминалов с РВСПК-50 000.

Легко видеть, что применение в резервуарных парках морских нефтеналивных терминалов, предназначенных для экспортных операций, резервуаров типа РВСПК-50 000 приводит к существенному росту времени стоянки танкера, что в свою очередь приводит к снижению эффективности

Рисунок 1.1 - Оценка максимальной производительности налива резервуаров РВСПК-50 000 и РВСПК-100 000

налива морского танкера. Поэтому наиболее рационально с технологической точки зрения для морских терминалов применять резервуары типа РВСПК-100 000.

При этом важным фактором обеспечения безопасной и эффективной работы морского нефтеналивного терминала является его расположение. Расположение морского терминала в береговой зоне морской или океанской акватории оказывает огромное значение на то, какие требования предъявляются для данной конструкции. Как показано выше, технологически наиболее рационально применять для данных сооружений резервуары

-5

большого единичного объема (свыше 50 000 м ), но в тоже время такие резервуары представляют собой объект со значительным потенциальным ущербом для окружающей среды. На рисунках 1.2 - 1.7 представлены варианты расположения резервуарных парков морских терминалов налива нефти на берегу моря.

На рисунках 1.2, 1.5, 1.6 и 1.7 представлено расположение резервуарного парка в непосредственной близости от береговой линии, удаление от которой не превышает 500 м. На рисунках 1.3 и 1.4 представлено расположение резервуарного парка на удалении от береговой линии.

При возникновении аварии с выливом нефти на резервуарах, расположенных непосредственно у береговой линии, за пределы обвалования

-5

потенциальный объем утечки составляет порядка 90 тыс. м нефти, что при расстоянии от стенки резервуара до береговой линии порядка 400 м и отсутствии инженерных средств сдерживания нефти между резервуарным парком и береговой линией может привести к огромному ущербу местной морской флоре и фауне. В соответствии с приказом Министерства

-5

природных ресурсов РФ [4] утечка свыше одной тонны (порядка 1,2 м ) нефти уже относится к чрезвычайной ситуации, требующей немедленного реагирования.

Рисунок 1.2 - Расположение резервуара типа РВСПК-100 000 относительно береговой линии

а - Де-Кастри, б - ТОН Пригородное

Рисунок 1.3 - Морской терминал КТК а - общий вид, б - резервуарный парк

а б

Рисунок 1.4 - Перевалочный комплекс «Грушевая» а - общий вид, б - резервуарный парк

Рисунок 1.5 - Перевалочный комплекс «Шесхарис»

Рисунок 1.6

- СМНП Приморск и Терминал Усть-JIyra

Рисунок 1.7 - СМНП Козьмино

Рельеф местности береговой зоны также оказывает потенциально негативное воздействие на масштаб утечки нефти в водную среду, поскольку обычно береговая линия имеет выраженный уклон в сторону воды, что, например, видно на рисунке 1.2 по характеру течения ручья, расположенного рядом с резервуарным парком.

Таким образом, применение на морских нефтеналивных терминалах резервуаров типа РВСПК-100 000 связано с чрезвычайно высоким потенциальным ущербом при возникновении на данном объекте аварийной ситуации. При этом, как отмечено выше, поскольку при работе в режиме варианта №1 резервуары будут работать в сложных циклических условиях, особое внимание следует уделять обеспечению их усталостной долговечности.

Для демонстрации важности учета усталостной долговечности был проведен модельный расчет числа циклов слива-налива для резервуаров РВСПК-100 000 действующих морских терминалов по их годовой производительности на основании данных из открытых источников. При расчете были введены следующие допущения:

• реализуется только полный цикл слива-налива;

• циклы слива-налива следуют последовательно без временных перерывов;

• коэффициент использования объема резервуара принят равным 0,85.

Результаты расчета представлены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Число циклов налива резервуара морского терминала

Терминал Производительность, млн.тонн Сорт нефти и плотность, т/м3 Резервуары Вместимость РВСПК. тонн Кол-во циклов, ед

КТК 67 CPC Blend 0,7963 10хРВСПК 100 000 67 685 99

Де-Кастри 12 Sokol 0,8353 2хРВСПК 100 000 71 000 85

Пригородное 8 Vityaz 0,82 2хРВСПК 100 000 69 700 58

Исходя из рассмотренных особенностей режимов работы резервуаров морских нефтеналивных терминалов можно сделать следующие выводы:

1) Наиболее оптимальный с технологической точки зрения режим работы морского нефтеналивного терминала требует наличия на данном объекте резервуарного парка с резервуарами большого единичного объема и наиболее целесообразно применять резервуары типа РВСПК-100 000;

-5

2) Значительный объем единичного резервуара (свыше 50 000 м ) приводит к чрезвычайно высокому потенциальному ущербу при возникновении на данном объекте аварийной ситуации, а, следовательно, и высоким требованиям по обеспечению надежности и безопасности эксплуатации резервуаров на морских терминалах;

3) Наиболее оптимальный с технологической точки зрения режим работы морского нефтеналивного терминала обуславливает функционирование резервуаров в циклическом режиме работы. Данное обстоятельство требует уделять особое внимание обеспечению усталостной долговечности эксплуатации резервуаров большого единичного объема (свыше 50 000 м3).

1.3. Анализ практики нормирования долговечности резервуаров

большого объема

В разделах 1.1 и 1.2 показано, что наиболее оптимальным с технологической точки зрения является вариант работы морских терминалов с резервуарными парками значительного объема, которые должны обеспечить непрерывность функционирования подводящих магистральных трубопроводов и налива морских танкеров в независимости от внутренних и внешних факторов (природных, производственных и т.д.). При таком варианте функционирования морских терминалов целесообразным является компоновка резервных парков резервуарами большого единичного объема

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Горбань Николай Николаевич, 2021 год

Список литературы

1. Руководство по безопасности «Рекомендации по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов» [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200133803, свободный. - Загл. с экрана.

2. ВНТП 5-95 Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз) [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https: //docs.cntd.ru/document/1200006901, свободный. - Загл. с экрана.

3. РТМ 6-28-007-78 Допустимые скорости движения жидкостей по трубопроводам и истечения в емкости (аппараты, резервуары) [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http: //www.normacs .ru/Doclist/doc/7 SA.html, свободный. - Загл. с экрана.

4. «Об утверждении Указаний по определению нижнего уровня разлива нефти и нефтепродуктов для отнесения аварийного разлива к чрезвычайной ситуации» / Приказ Министерства природных ресурсов РФ от 3 марта 2003 г. N 156;

5. ГОСТ 31385-2016 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://docs.cntd.ru/document/1200138636, свободный. - Загл. с экрана.

6. СТО-0048-2005 Стандарт организации. Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для хранения жидких продуктов. Правила проектирования [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://docs.cntd.ru/document/1200080355, свободный. - Загл. с экрана.

7. СТО-СА-03-002-2009 Правила проектирования, изготовления и монтажа вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://docs.cntd.ru/document/471813418, свободный. - Загл. с экрана.

8. СП 16.13330.2017 Стальные конструкции. Актуализированная редакция СНиП II-23-81* [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://docs.cntd.ru/document/456069588, свободный. - Загл. с экрана.

9. API Std 650-2020 Welded Tanks for Oil Storage, 13th Edition [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.api.org/products-and-services/standards/important-standards-announcements/standard650, свободный. - Загл. с экрана.

10. EN 1993-1-6-2007 Eurocode 3 - Design of steel structures - Part 1-6: Strength and Stability of Shell Structures [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.phd.eng.br/wp-content/uploads/2015/12/en.1993.1.6.2007.pdf, свободный. - Загл. с экрана.

11. EN 1993-4-2-2007 Eurocode 3 - Design of steel structures - Part 4-2: Tanks [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.phd.eng.br/wp-content/uploads/2015/12/en. 1993.4.2.2007.pdf, свободный. - Загл. с экрана.

12. EN 14015:2004 Specification for the design and manufacture of site built, vertical, cylindrical, flat-bottomed, above ground, welded, steel tanks for the storage of liquids at ambient temperature and above [Электронный ресурс]. -Режим доступа: https://docs.cntd.ru/document/556380924, свободный. - Загл. с экрана.

13. ВСН 311-89 Монтаж стальных вертикальных цилиндрических резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов объемом от 100 до 50000

3

м [Электронный ресурс]. - Режим доступа:

https://minenergo.gov.ru/node/1715, свободный. - Загл. с экрана.

14. СП 365.1325800.2017 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для хранения нефтепродуктов. Правила производства и приемки работ при монтаже [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://docs.cntd.ru/document/550965736, свободный. - Загл. с экрана.

15. РД 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов. - М.: ЗАО НТЦ ПБ, 2010. - 35 с.

16. СТО 0030-2004 (02494680, 01400285, 01411411, 40427814) Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Правила технического диагностирования, ремонта и реконструкции [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://docs.cntd.ru/document/1200044352, свободный. - Загл. с экрана.

17. РД 153-112-017-97 Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров. - Уфа: ЗАО «Нефтемонтаждиагностика», 1997. - 74 с.

18. СА-03-008-08 Резервуары вертикальные стальные сварные для нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование и анализ безопасности. - М.: Ростехэкспертиза, НПК «Изотермик», 2009. - 288 с.

19. API RP 575-2020 Inspection Practices for Atmospheric and Low Pressure Storage Tanks [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.techstreet.com/standards/api-rp-5757product id=2179331, свободный. - Загл. с экрана.

20. API 653-2020 Aboveground Storage Tank Inspector [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.api.org/~/media/Files/Certification/ICP/ICP-Certification-Programs/653/20200629 Nov%202020 653 BOK final.pdf, свободный. - Загл. с экрана.

21. API 579-1/ASME FFS-1 2016 Fitness-For-Service [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.techstreet.com/standards/api-rp-579-1-asme-ffs-1?product id=1924300, свободный. - Загл. с экрана.

22. BS 7910:2019 Guide to methods for assessing the acceptability of flaws in metallic structures / BSI Standards Publication [Электронный ресурс]. -Режим доступа: https://www.en-standard.eu/bs-7910-2019-guide-to-methods-for-assessing-the-acceptability-of-flaws-in-metallic-structures/, свободный. - Загл. с экрана.

23. Васильев Г.Г. О проведении работ по трехмерному лазерному сканированию РВСП 20000 / Васильев Г.Г., Лежнев М.А., Сальников А.П.,

Леонович И.А., Катанов А.А., Лиховцев М.В. // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2015. - № 1 (17). -С. 54-59.

24. Васильев Г.Г. Анализ опыта применения трехмерного лазерного сканирования на объектах ОАО «АК «Транснефть» / Васильев Г.Г., Лежнев М.А., Сальников А.П., Леонович И.А., Катанов А.А., Лиховцев М.В. // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2015. - № 2 (18). - С. 48-55.

25. Васильев Г.Г. Напряженно-деформированное состояние резервуаров, находящихся в эксплуатации / Васильев Г.Г., Лежнев М.А., Леонович И.А., Сальников А.П. // Трубопроводный транспорт: теория и практика. - 2015. - № 6 (52). - С. 41-44.

26. Котельников С.И. Применение технологии лазерного сканирования для мониторинга нефтеналивных резервуаров / Котельников С.И. // Маркшейдерский вестник. - 2016. - № 2 (111). - С. 36-40.

27. Семин Е.Е. Оценка долговечности уторных узлов вертикальных стальных резервуаров в процессе эксплуатации: дисс. ... канд. техн. наук: 25.00.19 / Семин Евгений Евгеньевич. - Москва, 2012. - 146 с.

28. Буренин Д.В. Оценка вероятности отказа при эксплуатации стальных вертикальных резервуаров методами имитационного моделирования: дисс. ... канд. техн. наук: 05.04.09 / Буренин Денис Владимирович. - Уфа, 1999. - 143 с.

29. Латыпова Г.И. Прогнозирование остаточного ресурса нефтегазового оборудования с трещиноподобными дефектами в условиях циклического нагружения: дисс. ... канд. техн. наук: 05.02.01 / Латыпова Гульназ Ильфировна. - Уфа, 2006. - 142 с.

30. Самигуллин Г.Х. К вопросу о методике расчета остаточного ресурса резервуаров с трещиноподобными дефектами / Самигуллин Г.Х., Герасименко А.А. // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». -2013. - №3. - С. 263-272.

31. Лукьянцев М.А., Вильданов Р.Г., Исхаков Р.Р. Оценка остаточного ресурса резервуаров при малоцикловом нагружении // Современные проблемы науки и образования. - 2013. - №6. [Электронный ресурс]. -Режим доступа: http://science-education.ru/ru/article/view?id=11464, свободный. - Загл. с экрана.

32. Рябов А.А. Анализ стандартной методики прогнозирования ресурса вертикальных стальных резервуаров по критерию циклической прочности / Рябов А.А., Кузеев И.Р. // Нефтегазовое дело. - 2017. - №4. - С. 150-156.

33. Миронов А.А. Оценка надежности сварных соединений в условиях циклического нагружения по результатам неразрушающего контроля / Миронов А.А., Волков В.М. // Проблемы машиностроения и надежности машин. - 2011. - №1. - С. 38-42.

34. Афонская Г. П. Влияние дефектов на несущую способность резервуаров, эксплуатируемых в условиях Севера: дисс. ... канд. техн. наук: 01.02.06 / Афонская Галина Петровна. - Якутск, 2000. - 141 с.

35. Герасименко А.А. Прогнозирование остаточного ресурса стальных вертикальных резервуаров по параметрам циклической трещиностойкости в условиях двухосного нагружения: дисс. ... канд. техн. наук: 25.00.19 / Герасименко Анастасия Андреевна. - Санкт-Петербург, 2014. - 160 с.

36. Тюрин Д.В. Моделирование вертикальных стальных резервуаров с несовершенствами геометрической формы: дисс. ... канд. техн. наук: 25.00.19 / Тюрин Дмитрий Владимирович. - Тюмень, 2003. - 175 с.

37. Горбань Н.Н. Нормативное обеспечение безопасности стальных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов / Горбань Н.Н., Васильев Г.Г., Лежнев М.А. // Нефтяное хозяйство. - 2018. -№9. - С. 148-151.

38. Горбань Н.Н. Анализ существующих подходов к моделированию циклического нагружения стенки резервуара, расположенного на морском

терминале / Горбань Н.Н., Васильев Г.Г., Леонович И.А. // Нефтяное хозяйство. - 2019. - № 3. - С. 110-113.

39. Горбань Н.Н. Анализ режима работы нефтяного резервуара большого объема / Горбань Н.Н., Васильев Г.Г., Леонович И.А. // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2019. -Т. 9. №4. - С. 394-401.

40. Горбань Н.Н. О необходимости учета фактической геометрической формы стенки резервуара при оценке его усталостной долговечности / Горбань Н.Н., Васильев Г.Г., Сальников А.П. // Нефтяное хозяйство. - 2018. - №8. - С. 75-79.

41. ГОСТ 25.101-83 Расчеты и испытания на прочность. Методы схематизации случайных процессов нагружения элементов машин и конструкций и статистического представления результатов [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://docs.cntd.ru/document/1200012857, свободный. - Загл. с экрана.

42. Palmgren A. Die lebensdauer von kugellagern / A. Palmgren // Veifahrenstechinik. - 1924. - V. 68. - P. 339-341.

43. Miner M.A. Cumulative damage in fatigue / M.A. Miner // J. Appl. Mech. - 1945. - V. 67. - P. 159-164.

44. Гучинский Р.В. Прогнозирование развития трещин усталости на основе численного моделирования накопления повреждений: дисс. ... канд. техн. наук: 01.02.04 / Гучинский Руслан Валерьевич. - Санкт-Петербург, 2016. - 162 с.

45. ПНАЭ Г-7-002-86 Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок [Электронный ресурс]. -Режим доступа: https://docs.cntd.ru/document/1200037730, свободный. - Загл. с экрана.

46. ГОСТ 34233.6-2017 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Расчет на прочность при малоцикловых нагрузках

[Электронный ресурс]. - Режим доступа:

https://docs.cntd.ru/document/556348918, свободный. - Загл. с экрана.

47. ГОСТ 27772-2015 Прокат для строительных стальных конструкций. Общие технические условия [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://docs.cntd.ru/document/1200133727, свободный. - Загл. с экрана.

48. Анурьев В. И. Справочник конструктора-машиностроителя: В 3 т. / Под ред. И. Н. Жестковой. - М.: Машиностроение, 2001. - Т. 1. - 920 с.

49. Горбань Н.Н. Разработка схемы размещения сканерных станций при наземном лазерном сканировании резервуаров с учетом требований к погрешности результатов измерений / Горбань Н.Н., Васильев Г.Г., Сальников А.П., Шитов С.И. // Нефтяное хозяйство. - 2020. - № 2. - С. 74-78.

50. ГОСТ Р 58622-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика оценки прочности, устойчивости и долговечности резервуара вертикального стального [Электронный ресурс]. -Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/437243880, свободный. - Загл. с экрана.

51. РД-23.020.00-КТН-017-15 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Лазерное сканирование резервуаров. Общие положения [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.snti.ru/snips rd39-2.htm, свободный. - Загл. с экрана.

52. Сальников А.П. Оценка напряженно-деформированного состояния резервуаров по результатам наземного лазерного сканирования: дисс. ... канд. техн. наук: 25.00.19 / Сальников Антон Павлович. - М., 2016. - 167 с.;

53. Васильев Г.Г. О применении наземного лазерного сканирования в нефтегазовой отрасли / Г.Г. Васильев, А.А. Катанов, М.А. Лежнев, М.В. Лиховцев, И.А. Леонович, А.П. Сальников // Наука и технология трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2014. - №4(16). - С. 47-51.

54. Katanov A.A. An evaluation of additional criteria for assessing the condition of oil terminal tanks with the AIM of extending safe service life - Part 1 / A.A. Katanov, M.V. Likhovtsev, D.A. Bushnev // Pipeline science and technology.

- 2018. - №3. - Р. 233-235.

55. Katanov A.A. An evaluation of additional criteria for assessing the condition of oil terminal tanks with the AIM of extending safe service life - Part 2 / A.A. Katanov, M.V. Likhovtsev, D.A. Bushnev // Pipeline science and technology.

- 2018. - №4. - Р. 295-302.

56. Васильев Г.Г. Проблемы и перспективы использования наземного лазерного сканирования при обследовании резервуаров / Г.Г. Васильев, М.А. Лежнев, И.А. Леонович, А.П. Сальников // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2016. - №1. - C. 21-24.

57. Васильев Г.Г. Оптимизация процесса камеральной обработки результатов наземного лазерного сканирования при оценке напряженно-деформированного состояния резервуаров / Г.Г. Васильев, А.А. Катанов, М.В. Лиховцев, Е.Г. Ильин, А.П. Сальников // Наука и технология трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2019. - №1. Том 1. -C. 32-39.

58. Ашраф Абдель Ванис Абдель Мавла Бешр. Разработка и совершенствование технологий определения деформаций инженерных сооружений с помощью современных высокоточных геодезических способов и средств измерений: дисс. ... канд. техн. наук: 25.00.32 / Ашраф Абдель Ванис Абдель Мавла Бешр. - Новосибирск, 2010. - 205 с.

59. Иванов А.В. Разработка методики геодезического контроля инженерных объектов на основании данных наземного лазерного сканирования: дисс. .канд. техн. наук: 25.00.32 / Иванов Андрей Васильевич. - Новосибирск, 2012. - 150 с.

60. Яндекс.Карты [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://yandex.ru/maps/, свободный. - Загл. с экрана.

61. Большаков В.Д. Практикум по теории математической обработки геодезических измерений / В.Д. Большаков, Ю.И. Маркузе. - М.: Недра, 1984. - 345 с.

62. Горбань Н.Н. Исследование моделей функционирования резервуарных парков морских терминалов в российской федерации / Горбань Н.Н., Васильев Г.Г., Леонович И.А., Сальников А.П. // Нефтяное хозяйство. -2020. - №1. - С. 77-80.

63. Горбань Н.Н. Применение риск-ориентированного подхода к управлению техническим состоянием резервуаров морских терминалов нефти / Горбань Н.Н., Васильев Г.Г., Леонович И.А. // Нефтяное хозяйство. -2019. - №2. - С. 75-77.

64. Свид. 2021611777 Российская Федерация. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ. Программный модуль по расчету напряженно-деформированного состояния стенки резервуара с учетом фактической геометрической формы и толщины с применением результатов лазерного сканирования ANSYS Parametric Design Language (APDL) / А.Н. Задумин, А.А. Катанов, М.В. Лиховцев; заявитель и правообладатель ПАО «Транснефть» и др. (RU). - 2021611777; заявл. 22.01.21; опубл. 05.02.21, Реестр программ для ЭВМ. - 1 с.