Теория и метод расчета работы «горячих» нефтепроводов при смене режимов перекачки тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Федосеева Наталья Петровна

• Федосеева Наталья Петровна
• кандидат наук
• 2024

Оглавление диссертации кандидат наук Федосеева Наталья Петровна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОБЗОР И КРИТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОЙ («ГОРЯЧЕЙ») ПЕРЕКАЧКЕ НЕФТИ

1.1. Общая характеристика технологии перекачки высоковязкой нефти с подогревом по магистральным трубопроводам

1.2. Технологические особенности практического осуществления «горячей» перекачки нефти по магистральным нефтепроводам

1.3. Основные научные проблемы, связанные с «горячей» перекачкой нефти по магистральным трубопроводам

1.4. Тепловое взаимодействие трубопровода и массива окружающей среды в стационарных режимах работы «горячих» нефтепроводов

1.5. Особенности работы «горячих» нефтепроводов в нестационарных режимах: проблемы остановки и пуска «горячих», определение времени безопасной остановки, взаимодействие трубопровода и окружающего грунта в произвольных нестационарных режимах

1.6. Обзор и критический анализ работ по теории для расчета смены режимов работы «горячего» нефтепровода

1.7. Общие выводы по состоянию исследований в области «горячей» перекачки нефти по магистральным нефтепроводам

1.8. Цель работы и задачи, необходимые для ее достижения

ГЛАВА 2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ «ГОРЯЧЕЙ» ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ В СТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ

2.1. Закон теплопередачи Ньютона, коэффициент теплопередачи, классические методы расчета и условие их применимости

2.2. Формула В. Г. Шухова и обобщение Л. С. Лейбензона

2.3. Постановка задачи о совместном расчете участка «горячего» нефтепровода и нефтеперекачивающей станции

2.4. Итерационный алгоритм расчета совместной работы участка «горячего» нефтепровода и нефтеперекачивающей станции

2.5. Технологический участок магистрального нефтепровода как основной модуль трубопроводной системы транспортировки нефти

2.6. Обобщение итерационного алгоритма расчета режимов работы «горячего» нефтепровода на случай технологического участка (участка МН с промежуточными нефтеперекачивающими станциями)

2.7. Результаты расчетов стационарных режимов работы технологического участка «горячего» нефтепровода

Пример 1 (подогрев нефти на ГНПС)

Пример 2 (подогрев нефти на ГНПС и НПС2)

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАСЧЕТА

НЕСТАЦИОНАРНЫХ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УЧАСТКОВ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

3.1. Методика теплогидравлического расчета перекачки нефти на участке нефтепровода в медленном переходном процесс

3.2. Основная проблема теплогидравлического расчета работы «горячего» нефтепровода в период смены режимов его работы

3.3. Сущность предлагаемого метода учета взаимодействия «горячего» нефтепровода с окружающим массивом грунта

3.4. Распределение температуры в тепловой изоляции и грунте, окружающем «горячий» нефтепровод

3.5. Формула для расчета нестационарного теплового потока

3.6. Алгоритм численного расчета теплогидравлических режимов работы магистрального нефтепровода с промежуточными нефтеперекачивающими

станциями (технологического участка - ТУ МН)

3.7. Результаты числовых расчетов переходных режимов работы «горячих» нефтепроводов

Пример 1 (уменьшение подогрева, 1 участок МН)

Пример 2 (уменьшение подогрева на НПС2 ТУ МН)

Пример 3 (уменьшение подогрева на НПС2 ТУ МН)

Пример 4 (увеличение подогрева на НПС2 ТУ МН)

Пример 5 (отключение насоса на ГНПС ТУ МН)

ГЛАВА 4. ОЦЕНКА И ПРИЛОЖЕНИЕ РАЗРАБОТАННОГО МЕТОДА К РЕШЕНИЮ РАЗЛИЧНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЗАДАЧ «ГОРЯЧЕЙ» ПЕРЕКАЧКИ

4.1. Оценка точности теплового расчета по «методу Слезкина-Тарга» путем сопоставления с точным (численным) решением

4.2. Задача об определении времени безопасной остановки «горячего» нефтепровода

4.3. Сопоставление расчета с экспериментальными данными

4.4. Гистерезис температуры нефти и средней температуры грунта в процессе остановки - пуска «горячего» нефтепровода

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

Список цитируемой литературы

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Теория и метод расчета работы «горячих» нефтепроводов при смене режимов перекачки»

Актуальность темы исследования

В настоящее время транспортировка по трубопроводам высоковязкой и застывающей нефти ведется методом, получившим название «горячей» перекачки. В частности, в системе ПАО «Транснефть» существует крупное подразделение АО «Транснефть - Север», в котором такая технология является основной. К наиболее известным отечественным трубопроводам с горячей перекачкой нефти относятся нефтепроводы «Уса-Ухта-Ярославль», «Заполярье-Пурпе-Самотлор», «Узень-Гурьев-Куйбышев» (Узень-Атырау-Самара); из зарубежных нефтепроводов, прежде всего, следует упомянуть «Жичжао-Ичжэн» (КНР) и Транс-Аляскинский нефтепровод (США). Поскольку такие нефтепроводы функционируют уже в течение многих лет, а сама технология «горячей» перекачки, входит в число классических методов транспортиров высоковязких и застывающих сред, то научные исследования в этой области актуальны.

Следует отметить, что Российская школа ученых в области трубопроводного транспорта нефти с подогревом, начиная с основополагающих работ выдающегося инженера и ученого В. Г. Шухова, внесла весомый вклад в развитие рассматриваемой технологии трубопроводного транспорта нефти (Л. С. Лейбензон, В. И. Черникин, А. Х. Мирзаджанзаде, В. Ф. Новоселов, П. И. Тугунов, В. Е. Губин, Ф. Ф. Абузова, Н. А. Гарррис и многие др.), однако подавляющее большинство работ ученых различных школ относилось к стационарным режимам перекачки, то есть к режимам, в которых «горячие» нефтепроводы должны функционировать большую часть времени в году.

В качестве основы для исследований в области «горячей» перекачки чаще всего использовался тепловой закон Ньютона qт =- Кт (т - Тнар), предполагающий,

что поток тепла, уходящего из нефтепровода в окружающую среду, пропорционален разности температуры жидкости в трубопроводе и наружной температуре воздуха в атмосфере. И это было правильно, поскольку тепловое поле в самом трубопроводе и в окружающем массиве почвы и на его поверхности

предполагалось установившимся, то есть неизменным во времени. Однако недостаточно изученным оставались режимы работы «горячих» нефтепроводов при смене режимов перекачки. Например, при включениях и отключениях тепловых и перекачивающих станций, при смене температуры нагрева жидкости, при изменениях расхода перекачки, а также при аварийных остановках и последующих возобновлениях перекачки. Многолетняя практика эксплуатации «горячих» нефтепроводов показала, что длительные остановки перекачки, при которых вязкость нефти из-за охлаждения существенно возрастает, представляют уязвимое место этой технологии.

Во всех случаях переходных режимов возникает ситуация, когда нефть, нагретая до одной температуры, вытесняет в трубопроводе нефть, нагретую до другой температуры, причем такое вытеснение происходит в условиях переменности внешнего теплового поля в массиве окружающих почв, то есть в случаях, когда тепловой закон Ньютона не действует и нуждается в обобщении. Именно этой актуальной проблеме, то есть работе «горячих» нефтепроводов в периоды смены стационарных режимов эксплуатации, посвящена настоящая диссертация.

Степень разработанности темы исследования

Теоретические основы неизотермической перекачки, как уже отмечалось, восходят своими корнями к основополагающим работам выдающегося русского инженера и ученого В. Г. Шухова, которые до сих пор не потеряли своей актуальности. В дальнейшем они были развиты известными отечественными учеными, прежде всего, академиком Л. С. Лейбензоном, профессорами В. С. Яблонским, В. И. Черникиным, В. Ф. Новоселовым, П. И. Тугуновым, А. Х. Мирзаджанзаде, В. А. Юфиным, В. Е. Губиным, В. М. Агапкиным, Ф. Ф. Абузовой, Л. С., Абрамзоном, Н. А. Гаррис и многими другими учеными, прежде всего, Московской и Уфимской школ. Анализ литературных источников, данный в диссертации, позволяет сделать следующие выводы:

- существует большое число исследований по определению коэффициента теплопередачи в тех или иных стационарных условиях, что влияет на выбор

подхода к решению практических задач, поэтому можно констатировать, что степень разработанности этого аспекта рассматриваемой проблемы - достаточно высокая;

- расчет переходных режимов, то есть режимов перехода от одного стационарного режима эксплуатации «горячего» нефтепровода к другому, развит недостаточно; основной недостаток существующих методов расчета состоит либо в пренебрежении тепловой инерцией массива пород, окружающих трубопровод, либо в учете такой инерции, но сложными «не инженерными» методами, делающими их практически непригодными для практики.

- большинство имеющихся исследований относится к эксплуатации отдельных (единичных) перегонов нефтепровода, между последовательно расположенными нефтеперекачивающими станциями (НПС), в то время как все реальные нефтепроводы имеют множество перегонов, связанных друг с другом гидравлическими и тепловыми условиями (так называемые технологические участки), влияющими и определяющими режим работы всего нефтепровода, поэтому можно сделать вывод, что степень разработанности этого аспекта рассматриваемой проблемы низкая.

Объект исследования - технологический участок магистрального нефтепровода (ТУ МН), то есть участка нефтепровода с промежуточными нефтеперекачивающими и тепловыми станциями, по которому осуществляют неизотермическую («горячую») перекачку нефти.

Предмет исследования - переходные (нестационарные) термогидравлические процессы, возникающие при смене режимов «горячей» перекачки нефти в ТУ МН.

Цель исследования - разработать инженерный метод расчета параметров «горячей» перекачки в периоды смены режимов эксплуатации ТУ МН, позволяющий прогнозировать результаты планируемых мероприятий и исключить возникновение аварийных ситуаций.

Основные задачи, которые потребовалось решить для достижения поставленной цели:

- разработать метод учета передачи тепла от ядра потока жидкости в трубе в наружную среду через постепенно прогреваемый (или постепенно остывающий) массив грунта, то есть обобщить классический тепловой закон теплопередачи Ньютона на случай квазистационарных режимов работы нефтепровода;

- предложить математическую модель для совместного (гидравлического и теплового - термогидравлического) расчета квазистационарной работы ТУ МН с учетом аккумулирующих тепловых свойств окружающего грунта;

- разработать численный метод решения возникающих математических задач; апробировать предложенный метод путем сравнения получаемых результатов с результатами стендовых экспериментов;

- исследовать работу технологических участков «горячих» нефтепроводов в период смены режимов эксплуатации и выявить характерные особенности этих процессов, отличные от того, что предсказывает теория, основанная на использовании классического закона теплопередачи Ньютона;

- выявить эффекты взаимосвязанности и взаимозависимости работы перегонов ТУ МН;

- исследовать на базе предложенного метода проблему остывания «горячего» нефтепровода при временных остановках перекачки;

- выявить термогидравлические эффекты пусков и остановок перекачки «горячего» нефтепровода;

- сформулировать обобщающие выводы и дать практические рекомендации.

Новизна исследования

Первым элементом, определяющим новизну выполненных исследований, является обобщение классического теплового закона Ньютона на случай нестационарного теплового поля в массиве грунта, окружающего нефтепровод, возникающего в периоды смены режимов «горячей» перекачки, что позволяет более полно учесть тепловое взаимодействие нефтепровода и окружающей среды.

В рамках такого нового подхода удалось выявить множество ранее неизвестных, но весьма существенных для теории и практики эффектов.

Второй элемент научной новизны выполненных исследований состоит в предложенном и реализованном в диссертации подходе к проблеме неустановившихся (переходных) режимов неизотермической работы магистральных нефтепроводов, состоящем в изучении этих режимов в рамках единой термогидравлической задачи, то есть в рамках совместного решения системы уравнений гидравлики и теплообмена.

Третьим элементом, определяющим новизну выполненных исследований, является то, что расчет нестационарных термогидравлических процессов осуществляется не для одного какого-либо отдельно взятого перегона нефтепровода между НПС, а всего трубопровода в целом, как говорят, "от резервуарного парка до резервуарного парка", то есть системы взаимосвязанных и взаимозависимых в гидравлическом и тепловом отношении перегонов, разделенных промежуточными НПС и станциями подогрева нефти.

Теоретическая и практическая значимость работы

Теоретическая значимость. Результаты исследований, изложенных в диссертации, дополняют теорию расчетов неизотермических нефтепроводов, работающих в медленных переходных режимах. Совместное решение уравнений гидравлики и теплообмена работы ТУ МН стационарных и переходных режимов является необходимым для получения полной информации о параметрах перекачки и позволяет понять, почему некоторые режимы работы не могут существовать на практике. Решение теплогидравлических задач на основе нового выражения теплового потока, учитывающего постепенную перестройку теплового поля в грунте, окружающем трубопровод, позволяет более точно определить параметры перекачки в переходных теплогидравлических режимах, как на этапе проектирования, так и в процессе эксплуатации «горячих» нефтепроводов.

Практическая значимость. Предложенный и разработанный метод термогидравлического расчета ТУ МН, позволяет прогнозировать результаты заранее планируемых технологических мероприятий и типовых спонтанно

возникающих эксплуатационных ситуаций, что имеет важное значение как при проектировании, так и при эксплуатации «горячих» нефтепроводов.

Методы и методология исследования

При выполнении научного исследования использовались теоретические методы: анализ и сравнение существующих работ в области «горячей» перекачки нефти; абстрагирование от реальной схемы укладки трубопровода и моделирование эквивалентной осесимметричной схемы; математическое моделирование работы ТУ МН в переходных режимах; решение дифференциальных уравнений в частных и полных производных с помощью численных и аналитических методов; сравнение полученных результатов с существующей теорией.

Основные положения, выносимые на защиту

1. Описание квазистационарных теплогидравлических процессов в трубопроводах, происходящих при смене режимов эксплуатации, требует иного, более детального (нежели классический тепловой закон Ньютона) закона теплопередачи, учитывающего постепенность прогрева (или остывания) массива грунта, окружающего трубопровод, например, такого, который предложен в защищаемой работе.

2. Расчет неизотермических режимов взаимного замещения порций нефти, имеющей различную температуру, необходимо осуществлять для всего ТУ МН в целом, решая совместно уравнения баланса напоров и уравнения изменения температуры, поскольку разделение этих процессов ведет к неоправданным погрешностям.

3. Медленные (квазистационарные) переходные режимы неизотермической работы участков магистрального нефтепровода, нельзя рассматривать, как последовательную смену стационарных состояний, поскольку в теплообмене жидкости в трубопроводе с окружающей средой играет роль вся предыстория происходящего процесса. В этом аспекте, известное предложение строить заранее (0 - Н - Т) - характеристики участков нефтепровода с тем, чтобы

затем наложением на них (<£ - Н) - характеристик насосов НПС определять рабочие точки системы, является неверным.

Степень достоверности и апробация результатов работы

Достоверность результатов исследований обоснована применением общепринятых методов решения задач гидравлики и термодинамики в совокупности с современными методами и средствами проведения научных исследований. Кроме того, достоверность результатов подтверждается хорошим совпадением со стендовым экспериментом.

Основные результаты докладывались и обсуждались на следующих конференциях:

1. III Региональной научно-технической конференции «Губкинский университет в решении вопросов нефтегазовой отрасли России», посвященной 110-летию А. И. Скобло и 105-летию Г. К. Шрейбера, г. Москва, 24-26 сентября 2019 г.;

2. III Всероссийской научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт углеводородов», г. Омск, 30 октября 2019 г.;

3. 74-й международной молодежной научной конференции «Нефть и газ -2020», 28 сентября - 02 октября 2020 г.;

4. III (XV) Международной научно-технической конференции молодежи ПАО «Транснефть» и организаций - членов Международной ассоциации транспортировщиков нефти, г. Брянск, 20-24 ноября 2021 г.;

5. 76-ой международной молодежной научной конференции «Нефть и газ -2022», г. Москва, 25-29 апреля 2022 г.;

6. XIV Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (газ, нефть, энергетика), г. Москва, 14-18 ноября 2022 г.

Соответствие паспорту заявленной специальности

Тема и содержание представленного научного исследования соответствуют паспорту специальности 2.8.5 - «Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ», а именно: п. 4. «Методы и средства информационных технологий, моделирования, мониторинга, прогнозирования, интеллектуального инжиниринга и управления, автоматизации и роботизации, стандартизации и цифровизации технологических процессов проектирования, сооружения, эксплуатации, диагностики, ремонта сухопутных и морских систем трубопроводного транспорта для добычи, сбора, подготовки, транспортировки и хранения углеводородов, распределения, газоснабжения и нефтепродуктообеспечения, а также других газовых, жидкостных и многофазных сред, гидро- и пневмоконтейнерного транспорта с целью повышения эффективности, надежности и безопасности использования отраслевого потенциала и ресурса трубопроводных конструкций».

Публикация результатов работы

Основные результаты исследований опубликованы в 8 научных изданиях, 3 из которых в перечне журналов, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы

Текст диссертации изложен на 146 страницах, содержит 34 рисунка, 7 таблиц и состоит из 4 глав, введения и основных результатов и выводов. Список использованной литературы включает 137 наименований.

Автор благодарит своего научного руководителя - профессора М. В. Лурье за многочисленные научные консультации и обсуждение результатов работы практически на всех ее этапах.

Особую благодарность автор диссертации выражает преподавателям и сотрудникам кафедры «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов» РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина за полученное образование и благожелательную атмосферу, позволившую плодотворно выполнить диссертационные исследования.

ГЛАВА 1. ОБЗОР И КРИТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОЙ («ГОРЯЧЕЙ») ПЕРЕКАЧКЕ НЕФТИ

В этом разделе диссертации изложены общая характеристика и параметры технологии транспортирования по трубопроводам высоковязкой нефти и нефтепродуктов с подогревом, называемой «горячей перекачкой». Согласно этой технологии, увеличение текучести жидкости достигается путем ее нагрева до определенной температуры в специальных устройствах, использующих в качестве топлива либо часть транспортируемой нефти, либо другие углеводородные топлива, такие как дизельное топливо, газ и т. п. Отмечается, что рассматриваемая область трубопроводного транспорта к настоящему моменту времени достаточно хорошо развита, что связано с работами большого числа отечественных и зарубежных ученых. Среди трудов отечественных ученых, в первую очередь, следует отметить основополагающие работы Р. А. Алиева, Л. С. Абрамзона, Л. С. Лейбензона, В. С. Яблонского, А. А. Кащеева, П. П. Шумилова, Б. С. Петухова, Б. Л. Кривошеина, В. И. Черникина, В. Ф. Новоселова, П. И. Тугунова, Н. А. Гаррис, В. А. Юфина, В. М. Агапкина, А. Х. Мирзаджанзаде, Р. М. Каримова, внесшие фундаментальный вклад в развитие этой области знаний.

Дается краткий анализ теоретических и экспериментальных исследований, касающихся методов описания теплового взаимодействия нефте- и нефтепродуктопроводов, проложенных в различных условиях, отмечаются достоинства и недостатки тех или иных подходов. Особое внимание уделяется анализу работ по расчету работы нефтепроводов в период смены режимов перекачки, поскольку широко используемый закон теплообмена жидкости в трубопроводе с окружающей средой (закон Ньютона) не всегда достаточно хорошо коррелируется с нестационарным характером происходящего процесса. Это сделано, в частности, и потому, что основным направлением диссертационного исследования является разработка альтернативного подхода к описанию нестационарных процессов, происходящих в период смены режимов «горячей» перекачки, характеризующихся взаимным замещением жидкостей,

нагретых до различных температур, причем не на одном перегоне трубопровода между последовательными НПС, а на технологическом участке, состоящем из нескольких гидравлически связанных перегонов. В заключении раздела формулируется цель исследования и перечисляются основные задачи, которые потребовалось решить для ее достижения.

1.1. Общая характеристика технологии перекачки высоковязкой нефти с подогревом по магистральным трубопроводам

«Горячая» перекачка подразумевает транспортировку высоковязкой застывающей нефти (или нефтепродуктов) по трубопроводу, которую подогревают с помощью установленных вдоль линейного участка трубопровода пунктов подогрева. В начале и конце каждого технологического участка в резервуарном парке каждый резервуар оборудован системой подогрева нефти до температуры, при которой возможна ее откачка подпорными насосами. Они прокачивают нефть через дополнительные подогреватели и подают на прием основных магистральных центробежных насосов. Далее магистральные насосы создают напор, необходимый для перекачки некоторого объема подогретой нефти до следующей нефтеперекачивающей станции.

По мере движения подогретой нефти в трубопроводе, происходит теплообмен с окружающей средой, то есть температура нефти постепенно уменьшается и может уменьшиться до тех значений, при которых нефть начнет застывать. При понижении температуры нефти ее вязкость увеличивается, соответственно, увеличиваются потери напора. Чтобы этого избежать, вдоль участка трубопровода устанавливают дополнительные пункты подогрева нефти на расстоянии в несколько десятков километров. Благоприятным является условие совпадения пункта подогрева нефти и промежуточной нефтеперекачивающей станции в целях облегчения эксплуатации и обслуживания пункта подогрева нефти. В конце трубопровода нефть закачивают в резервуары, также оборудованные системой подогрева нефти. Технологическая схема «горячей» перекачки выглядит следующим образом [2], Рисунок 1:

гнпс пнпс кп

Рисунок 1 - Технологическая схема «горячей» перекачки:

1 - подводящий трубопровод; 2, 9 - резервуарный парк; 3 - подпорные насосы; 4, 7, 10 -дополнительные подогреватели (печи подогрева); 5, 8 - магистральные насосы; ГНПС -головная нефтеперекачивающая станция; ПНПС - промежуточная нефтеперекачивающая

станция; КП - конечный пункт

Технология «горячей» перекачки высоковязкой и высокозастывающей нефти по трубопроводам состоит в следующем: нефть поступает с промысла по трубопроводу 1 в резервуарный парк 2 на головной нефтеперекачивающей станции. Резервуары оборудованы подогревательными устройствами, с помощью которых поддерживается температура нефти в резервуаре такая, при которой подпорные насосы 3 могут выкачать ее из резервуарного парка. Как правило, температура подогрева нефти в резервуарах намного меньше начальной температуры перекачки из-за больших тепловых потерь в окружающую среду и увеличения потерь легких (наиболее ценных) фракций нефти.

Нефть в резервуарах нагревается с помощью трубчатых теплообменных аппаратов. В качестве теплоносителя может использоваться водяной пар, либо горячая вода или нефть. Применяются стационарные секционные подогреватели, располагающиеся над днищем резервуара с уклоном по ходу теплоносителя для удаления конденсата и обеспечивающие общий подогрев всей массы нефти в резервуаре.

Подпорные насосы прокачивают нефть через дополнительные подогреватели 4, которые обычно устанавливают между подпорными и магистральными насосами. Такой порядок позволяет изготавливать теплообменные аппараты более легкими, так как давление, развиваемое

подпорными насосами, невелико. Через подогреватели можно пропускать всю перекачиваемую нефть, повышая ее температуру до заданного значения, либо часть ее нагревать до больше установленного значения температуры, а затем на выходе из теплообменного аппарата смешивать ее с более холодным потоком нефти для получения заданной температуры подогрева. После подогревателей нефть поступает на магистральные насосы 5. С помощью магистральных насосов увеличивают напор нефти, закачиваемой в трубопровод 6. По мере движения нефти по трубопроводу происходит теплообмен с окружающей средой, при этом нефть остывает.

Во избежание застывания нефти внутри трубопровода, по трассе трубопровода устанавливают пункты подогрева нефти 7 через каждые 25-100 км. Далее нефть попадает на промежуточную нефтеперекачивающую станцию 8, на которой также установлены подогреватели 10.

На промежуточных нефтеперекачивающих станциях при перекачке по системе «из насоса в насос» подогреватели должны располагаться на всасывающей линии. В таком случае нефть поступает в насосы с высокой температурой и меньшей вязкостью. Это позволяет эксплуатировать насосы с большим КПД, так как при перекачке более вязкой жидкости падает максимальный КПД и подача насоса.

В процессе перекачки высоковязкая нефть, начиная с головной нефтеперекачивающей станции и до конечного пункта, может проходить через несколько промежуточных нефтеперекачивающих станций. В конце технологического участка нефть поступает в резервуарный парк 9, также оборудованный системой подогрева нефти.

Оборудование нефтеперекачивающих станций «горячего» трубопровода не отличается от оборудования обычных трубопроводов, помимо наличия подогревателей (теплообменных аппаратов) нефти. На нефтеперекачивающие станции «горячего» трубопровода не обязательно устанавливать специальное оборудование, так как вязкость перекачиваемых нефтей путем подогрева

становится равной вязкости обычных нефтей, а температура их подогрева не превышает 100 °С.

1.2. Технологические особенности практического осуществления «горячей» перекачки нефти по магистральным нефтепроводам

Первое место по запасам высоковязкой нефти в мире занимает Канада, на втором месте Венесуэла, на третьем и т. д. - Мексика, США, Кувейт, Китай [3]. Россия тоже обладает значительными запасами высоковязкой нефти. Как правило, инфраструктура для переработки тяжелых нефтей находится вдали от месторождений, и нефть оттуда необходимо доставить к терминалам и перерабатывающим заводам.

В России закрепилась практика перекачки высоковязкой нефти по трубопроводам с подогревом. Повышение температуры тяжелой нефти значительно понижает ее вязкость, уменьшает сопротивление сдвига, тем самым уменьшая потери напора на участке трубопровода, и, таким образом, улучшается транспортабельность тяжелой нефти. Полную характеристику транспортабельных свойств нефти представляет зависимость ее реологических параметров от температуры [4]. Недостатком этой технологии являются высокие капитальные затраты на установку, обслуживание теплообменных аппаратов, сооружение трубопровода с тепловой изоляцией, а также большая сложность запуска трубопровода после его продолжительной остановки.

Помимо России, высоковязкую нефть с помощью технологии «горячей» перекачки транспортируют также в Казахстане, Китае, Канаде, США. Ниже, в таблице 1 приведены примеры магистральных «горячих» нефтепроводов, которые довольно часто встречаются в открытых источниках [5, 6, 7, 8]:

Таблица 1 - Примеры магистральных «горячих» нефтепроводов

Наименование трубопровода Протяженность, км Диаметр, мм Способ прокладки трубопровода Страна

Узень-Атырау-Самара 1380 720 Подземный Казахстан, Россия

Уса-Ухта-Ярославль 1130 820 Подземный Россия

Наименование трубопровода Протяженность, км Диаметр, мм Способ прокладки трубопровода Страна

Заполярье - Пурпе -Самотлор 917 1020 Надземный, подземный Россия

Жичжао-Ичжэн 375 914 Подземный Китай

Трансаляскинский нефтепровод (Trans-Alaska Pipeline System) 1288 1220 Надземный США

Выше в таблице указаны примеры действующих «горячих» трубопроводов, некоторые из них к настоящему моменту работают уже десятилетия, а некоторые построены только недавно. Также есть «горячие» трубопроводы на стадии реализации, например, Канадская трубопроводная система «Trans Mountain Expansion» [9] подключит 157-километровый участок «Edmonton, Alberta - the west coast of British Columbia», который будет оборудован электрическими путевыми кабелями для подогрева нефти.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Федосеева Наталья Петровна, 2024 год

* - с.

* -*2

Т ( 0 )- Гср ( 0 )

к

* - с.

N. =

* - с.

* -*2

Т ( 0)- Гср ( 0)

к

(52)

* - с.,

Первая из формул (51) с известными значениями коэффициентов из (52) полностью решает поставленную задачу, то есть дает зависимость температуры нефти Т (г) от времени в остывающем сегменте трубопровода.

Пример расчетов. Полученные решения иллюстрируются числовым примером, Рисунок 29. Пусть ТУ МН работает в стационарном режиме, пример 1, стр. 64. Затем перекачка нефти прекращается, и остановленная нефть начинает остывать путем передачи тепла в окружающую среду. Рассмотрим процесс

остывания нефти в сечении с самой низкой температурой на протяжении всего ТУ.

Ниже представлены результаты расчетов по 2-м методам - предложенному, учитывающему тепловую инерционность грунта, и классическому, на основе теплового закона Ньютона. По графикам видно, что распределение температуры с учетом прогрева грунта идет всюду выше кривой распределения температуры без учета прогрева грунта за счет перестройки температурного поля. Вначале эти кривые практически совпадают, так как температура нефти близка к первоначальному значению. Но затем эти графики постепенно расходятся, и снова сходятся только через несколько десятков суток.

0123456789 10 11 12

-С учетом прогрева массива грунта -Температура застывания нефти

-Без учета прогрева массива грунта

Рисунок 29 - Графики процесса остывания нефти в выбранном сечении

трубопровода

В данной задаче время безопасной остановки «горячего» нефтепровода определяется пересечением кривой температуры остывания нефти с ее температурой застывания. То есть, если нефть застынет, то возобновить перекачку по этому трубопроводу станет невозможным. Согласно этому критерию, время безопасной остановки «горячего» трубопровода с учетом

прогрева грунта составит 2 суток, а если не учитывать накопленное количество тепла в массиве грунта, то 3,3 суток.

Вывод. Предлагаемый метод расчета времени безопасной остановки «горячего» нефтепровода позволяет более точно оценить этот важный параметр, чем аналогичный расчет без учета изменений, происходящих в массиве окружающего грунта, то есть без учета его постепенного остывания.

Учет температурных изменений в массиве окружающего грунта показывает, что время безопасной остановки «горячего» нефтепровода значительно превышает время такой остановки, следующее из теории, не учитывающей указанных изменений. Приведенный выше числовой пример показывает, что это превышение может составлять порядка 1,3 суток. И чем меньше температура застывания нефти, тем больше это превышение.

4.3. Сопоставление расчета с экспериментальными данными

Важным условием применимости предложенного метода теплогидравлического расчета [121] является сопоставление с экспериментом и/или сравнение с экспериментальными данными. Однако сделать качественный эксперимент для подземного «горячего» трубопровода, по которому перекачивают высоковязкую нефть, оказывается весьма затруднительным. Несмотря на это, в 1929 году был проведен эксперимент по перекачке парафинистого мазута с подогревом по Петровскому нефтепроводу с целью определения коэффициента теплопередачи и исследования процесса остывания мазута [78]. Но, как пишет сам автор, достичь этих целей не совсем удалось из-за большой инерционности тепловых процессов в грунте.

Можно провести соизмеримый эксперимент в лаборатории и получить соотношение теории и практики. Такие опыты ставились С. С. Кутателадзе, А. А. Аронсом, Н. Н. Михеевой, Л. С. Эйгенсоном, В. И. Черникиным и другими [79, 81, 83]. Наибольший интерес представляет опыт изучения процесса остывания нефти в остановленном трубопроводе, полученный С. С. Кутателадзе [81] и подробно описанный В. И. Черникиным.

Описание эксперимента: трубопровод диаметром 220 х10 мм уложен на глубине к = 9,1 гг в естественных грунтовых условиях с коэффициентом температуропроводности а2 = 1,7 • 10-3 м2/ч. Условно стационарному состоянию отвечала температура тх = 200°С. Температура грунта в ненарушенном тепловом состоянии Г = 0°С. Полученные данные в численном виде приведены в таблице, Таблица 5, и в графическом виде, Рисунок 30.

Таблица 5 - Результаты эксперимента [83]

X, ч 0 10 20 40 80 120 200 260

Тх, °С 200 149,5 128,5 105,5 82,0 66,5 50 44

Рисунок 30 - Кривая охлаждения неизолированной трубы 0 220, уложенной на

стенде ВИТГЭО [81]

Далее проводится расчет трубопровода с такими же параметрами. Данные для расчета: трубопровод диаметром 220 х10 мм сооружен из стали теплопроводностью 40 Вт/(м ■ К) и уложен на глубине = 9,1 гх в сухом глиняном грунте теплопроводностью 0,28 Вт/(м ■ К), теплоемкостью 1100 Дж/(кг ■ К) и плотностью 1500 кг/м3 [127] без изоляции, с целью максимального совпадения с условиями эксперимента. Трубопровод заполнен

нефтью, обладающей теплоемкостью 2000 Дж/(кг-К), плотностью 940 кг/м3 и коэффициентом теплоотдачи 5 Вт/(м2 -К). В начальный момент времени г = 0 с

температура нефти ^ = 200°С. Коэффициент приближения / принимается равным .

Результаты расчетов. Представлены результаты расчетов зависимости температуры грунта от времени для остывающего сегмента трубопровода по 3-м методам, Рисунок 31: экспериментальному (эксперимент акад. Кутателадзе и его сотр.), традиционному (с использованием закона теплопередачи Ньютона) и предлагаемому в работе, аналитическому методу (основанному на приближении Слёзкина-Тарга). Значение некоторых основных параметров дополнительно приведены ниже, Таблица 6:

Таблица 6 - Результаты расчетов

Параметр Значение

Коэффициент температуропроводности а2, м 2/ч 0,00061

Эффективная теплопроводность грунта Лэфф, Вт/ (м-К) 0,197

Внешний радиус эквивалентного слоя грунта г, м 1,06

Коэффициент теплопередачи кг, Вт/(м2 К) 0,83

Различие коэффициентов температуропроводности а2 в исходных данных и полученных результатах объясняется следующим образом. Рассуждение начинается с того, что этот коэффициент является отношением теплопроводности к плотности и теплоемкости грунта: а2 с^,). Экспериментальное значение

температуропроводности, равное а2 = 1,7 -10-3 м2/ч, соответствует реальным значениям некоторых грунтов [127]. Отсюда значения плотности и теплоемкости были приняты 1500 кг/мъ и 1100 Дж/(кг-К) .

О 50 100 150 200 250 300

Рисунок 31 - Зависимость температуры остывающего сегмента грунта по

времени:

- кривая экспериментальных данных С.С. Кутателадзе [81]; - кривая

остывания нефти с учетом прогрева грунта; - кривая остывания нефти без учета

прогрева грунта, по тепловому закону Ньютона

Несмотря на то, что при выбранных значениях теплоемкости и плотности можно выразить теплопроводность грунта, основным критерием при определении этого параметра является именно совпадение кривых остывания в эксперименте и в расчете в первые несколько часов. Поскольку разница температуры трубопровода и наружной среды довольно большая, и переходный режим достаточно близок к стационарному, то количество теплоты, накопленное в грунте, незначительно влияет на процесс остывания нефти. На рисунке этот сегмент выделен для рассмотрения отдельно, где все 3 кривые практически совпадают в первые 10 часов начала остывания.

Вывод. Выполненное сопоставление показывает, что предлагаемый метод расчета, учитывающий прогрев грунта, приемлем для расчетов переходных процессов в «горячем» трубопроводе. Кроме того, подтверждено, что накопленное количество теплоты существенно влияет на теплообменные процессы между перекачиваемой жидкостью и наружной средой.

4.4. Гистерезис температуры нефти и средней температуры грунта в процессе остановки - пуска «горячего» нефтепровода

Аккумулирующая способность грунта, окружающего трубопровод, делает тепловые переходные процессы более инерционными, что было показано ранее. Можно рассмотреть эту особенность детальнее, проведя расчет одного участка трубопровода, состоящего из одной нефтеперекачивающей станции и линейной части. Исходные данные для примера расчета представлены ниже, Таблица 7:

Таблица 7 - Значения данных для примера расчета

№ Название параметра Единица измерения Значение

1. Диаметр трубопровода мм 1020

2. Толщина стенки трубы мм 12

3. Длина трубопровода км 120

4. Абсолютная шероховатость внутренней стенки трубы мм 0,1

5. Теплопроводность стали Вт/(м-К) 45

6. Толщина антикоррозионной изоляции мм 2

7. Теплопроводность антикоррозионной изоляции Вт/(м-К) 2,5

8. Толщина тепловой изоляции мм 25

9. Теплопроводность тепловой изоляции Вт/(м-К) 0,4

10. Толщина защитной изоляции мм 5

11. Теплопроводность защитной изоляции Вт/(м-К) 3

12. Глубина заложения нефтепровода м 1,5

13. Теплоемкость грунта Дж/ (кг-К) 1600

14. Теплопроводность грунта Вт/(м-К) 2

15. Плотность грунта кг/ мъ 1200

16. Плотность нефти при 20 °С кг/ мъ 850

17. Теплоемкость нефти ДЖ (кг- К) 2000

18. Вязкость нефти при 60 °С сСт 50

19. Вязкость нефти при 20 °С сСт 1000

20. Коэффициент теплоотдачи нефти Вт/(м2 -К) 150

21. Коэффициент приближения р - ■Л

22. Длина элементарных участков (разбивка) м 250

23. Число насосов в работе - 3

№ Название параметра Единица измерения Значение

24. Характеристики работающих насосов типа НМ 7000-210 на подачу 5000 м 3/ч, а м 281

25. Ь ч 7 м5 3,40287 10-6

26. Температура подогрева нефти на станции °с 50

27. Высотная отметка начала участка м 55

28. Высотная отметка конца участка м 120

29. Подпор в начале участка м 95

30. Напор в конце участка м 20

Пример 1. Пусть при г = 0 по нефтепроводу перекачивали высоковязкую нефть с подогревом в стационарном режиме. В момент времени г > 0 насосную и тепловую станцию выключили, скорость течения нефти стала равной нулю, и она начала остывать за счет теплообмена с окружающей средой. Расчет процесса остывания нефти проводился по двум методам расчета - с учетом (30) и без учета прогрева грунта (8). Результаты показаны ниже, Рисунок 32.

60 50 40 30 20 10 0 Т, "С 1 = :0Ч 60 50 40 30 20 10 0 Т, "с 1 = 36 ч

0 = 4 968 м3/ч

20

Т"нар ~ 0°С км км

) 20 40 60 80 100 120 20 40 60 80 100 1

60 50 40 т, *с 1 = 12 ч 60 50 40 Т, °С 1 = 120 ч

30 20 10 0 30 20 10 0

>0

1_, км 1_, км

20 40 60 80 100 1 20 40 60 80 100 120

Рисунок 32 - Распределение температуры остывающей нефти в остановленном

трубопроводе:

--начальное стационарное состояние;-- конечное стационарное состояние;

-- промежуточные расчеты по закону Ньютона (8);-- промежуточные расчеты по

предложенному методу расчета нестационарного теплового потока (30)

Изучив внимательно кривые остывания нефти в моменты времени г = 12, 36 и 120 ч, можно отметить следующее. Разница между расчетами становится ощутима только через 1,5 суток после остановки трубопровода, а в начале из-за большого перепада температур Т - Тнар кривые почти совпадают. Это также

хорошо видно при расчете процесса остывания сегмента трубы остановленного нефтепровода, Рисунок 31.

Пример 2. Проведем расчет процесса запуска этого же трубопровода (пример 1), Таблица 7. В начальный момент времени г = 0 весь трубопровод заполнен нефтью с температурой, равной наружной температуре Тнар. Затем при

г > 0 в работу включаются все насосы нефтеперекачивающей станции и тепловые установки, подогревающие нефть, и начинается процесс вытеснения холодной нефти горячей нефтью. Расчеты производятся по алгоритму, приведенному в предыдущей главе. Результаты расчетов представлены в виде графиков, Рисунок 33.

60

50

40

30

20

10

60

50

40

30

20

10

т, "с 1 = 0 ч

4 = 4 968 пл3/ч

Ц= 1327м3/ч "1"нар ~ 0°С Ц км

20

40

т °с

60

I = 26 ч

80

20

40

60

80

100

120

0 = 4968 м'Л

0 = 2519 плТч""- --- = 2588 м-

км

100

60

50

40

30

20

10

60

50

40

30

20

10

Т, °С 1 = 38 ч

0 = 4968 м3/ч

0 = 4499 м3/ч

1, км I-1-

20

40

60

80

100

120

Т, "С 1 = 60 ч

а = 4968 М3/ч

Ц = 4968 м3/ч

а = 4836 м 7ч

Ц км

120

20

40

60

80

100

120

Рисунок 33 - Распределение температуры нефти в процессе запуска

трубопровода:

— - начальное стационарное состояние; —

— конечное стационарное состояние;

- промежуточные расчеты по закону Ньютона (8);-- промежуточные расчеты по

предложенному методу расчета нестационарного теплового потока (30)

По результатам расчетов запуска трубопровода получилось следующее. В момент пуска трубопровода г = 0 ч объемный расход составлял 0 = 1327 м3/ч. Слева внизу показан момент, Рисунок 33, когда граница вытеснения достигла середины трубопровода г = 26 ч. Несмотря на то, что при разных методах расчетов расход отличается всего на 70 м 3/ч, разница температур составляет около 10°с. В момент времени г = 38 ч, когда граница вытеснения находится довольно близко к концу участка, разница в расходах увеличится, а разница температур останется также примерно 10°С. Спустя еще 22 ч (г = 60 ч) распределение температуры по тепловому закону Ньютона полностью совпадет с конечным стационарным распределением, а по предложенному методу расчета распределение температуры будет значительно далеко от стационарного: расход будет меньше на 130 м 3/ч, температура на 7°С. Если продолжить расчет, то это распределение также достигнет стационарное через некоторое время.

Как уже было сказано выше, расчет с учетом прогрева грунта показывает инерционность тепловых процессов. На рисунках это видно запаздыванием графиков, их отставанием друг от друга, как при остывании, так и при нагреве. На основании следующего примера будет показано не только запаздывание графиков при разных методах расчета, но также запаздывание температуры нефти от средней температуры в грунте, то есть гистерезис.

Пример 3. Исходные данные представлены выше, Таблица 7, за исключением п. 26: пусть температура подогрева нефти равняется 70 °С. При г = 0 по нефтепроводу перекачивали высоковязкую нефть с подогревом в стационарном режиме. Затем при г > 0 участок трубопровода полностью останавливают на 10 дней (240 ч), и начинается процесс остывания нефти. При г > 240 ч работу трубопровода полностью возобновляют, включая в работу насосы и тепловые печи, и начинается процесс вытеснения холодной нефти горячей нефтью. Далее производится расчет еще 5 дней работы трубопровода (360 ч ).

В итоге, трубопровод, работающий в стационарном режиме, сначала остановили на 10 дней, затем запустили и наблюдали его работу еще 5 дней. Грубо говоря, в этом примере соединены сразу 2 предыдущих примера, только с той разницей, что запуск трубопровода производится с распределением температуры, полученном по результатам десятидневной остановки, а не с

Т ( * ) = Тнар -

По полученным результатам расчетов по 2-м методам (с учетом и без учета прогрева грунта) строится гистерезис температуры нефти и средней температуры грунта в середине участка трубопровода, то есть для сечения * = 60 км, Рисунок 34. По графикам хорошо видно, что никакого гистерезиса температуры нефти и средней температуры грунта по методу Ньютона (8) нет, в этом и состоит идея закона Ньютона, что изменение температуры зависит только от разности температур и коэффициента теплопередачи. В то же время, имеем гистерезис при учете коэффициента температуропроводности грунта, Рисунок 34.

20

18

16

14

12

10

Тер, °С

804 • Ш) 41

л л _1

1 ф

г 1

)

241® чь У Ж 43

•• \ ч

11® 41 2§© (

т, °с

О МО) <41 Ю

20

30

40

50

60

70

Рисунок 34 - Гистерезис температуры нефти и средней температуры грунта в процессе остановки-запуска «горячего» трубопровода:

-- кривая результатов расчета по закону Ньютона (8);-- кривая результатов по

предложенному методу расчета нестационарного теплового потока (30)

Рассмотрим полученный гистерезис, Рисунок 34, подробнее:

• участок кривой в промежутке времени 240 - 256 ч - вытеснение холодной нефти горячей нефтью на участке трубопровода 0 - 60 км; аналогичный участок на прямой - 240 - 264 ч;

• скачок температуры нефти в момент г = 256 ч - прохождение границы вытеснения сечения х = 60 км; на прямой - г = 264 ч;

• участок кривой в промежутке времени 256 - 266 ч - вытеснение холодной нефти горячей нефтью на участке трубопровода 60 -120 км.

Анализируя полученные результаты, стоит обратить внимание на то, что остановка перекачки начинается с одинаковыми исходными данными, а запуск уже из полученного соответствующего распределения температуры. Поэтому время вытеснения нефти на первой половине участка в случае расчета по закону Ньютона - 24 ч, а с учетом прогрева грунта - 16 ч.

Вывод. На конкретных примерах показана инерционность тепловых процессов при остановке и запуске участка трубопровода. Получен гистерезис температуры нефти и средней температуры грунта при остановке и пуске трубопровода для конкретного сечения трубопровода. Гистерезис по Ньютоновскому тепловому закону - прямая, так как изменение температуры нефти влечет мгновенное изменение распределение температуры грунта. Гистерезис с учетом аккумулирующей способности грунта имеет другой характер, по его расположению на координатной плоскости (тотср) хорошо видно

отличие между этими двумя методами расчетов.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Доказано, что расчет теплогидравлических нестационарных режимов работы нефтепроводов необходимо выполнять на основе совместного решения системы уравнений баланса напоров и притока тепла для всего гидравлически-связанного ТУ МН. Пренебрежение хотя бы одним из этих условий, влечет за собой существенное искажение результатов.

2. Для расчета режимов работы «горячих» нефтепроводов пролегающих в грунтовых массивах необходимо использовать иное выражение для теплового потока, нежели выражение, даваемой известным тепловым законом Ньютона. Предложен и численно реализован метод расчета переходных (квазистационарных) неизотермических режимов работы ТУ МН с учетом постепенной перестройки температурного поля массива грунта, в котором проложен трубопровод.

3. Показано, что за счет тепловой аккумулирующей способности массива грунта переходные процессы протекают более медленно, чем без учета этой способности. Кривые распределения температуры нефти с учетом прогрева грунта «отстают» от Ньютоновских кривых, и только асимптотически приходят к одному и тому же «новому» стационарному режиму.

4. Выявлены исключения, когда на некоторой части ТУ гидравлический режим из турбулентного переходит в ламинарный, и гидравлическое сопротивление настолько велико, что на всем ТУ скорость меняется не монотонно. Тогда кривые распределения температуры и напора нефти могут не «отставать», а вовсе расходиться. Трубопроводы эксплуатируются в различных стационарных и переходных режимах, поэтому, предпочтительней рассчитывать по методу, предложенному в данной работе.

5. Выполнено сопоставление полученных результатов с данными стендовых экспериментов, осуществленных в СО АН СССР. Сопоставление показывает, что предлагаемый метод расчета, учитывающий прогрев грунта, приемлем для расчетов переходных процессов в «горячем» трубопроводе. Кроме

того, подтверждено, что аккумулирующая способность грунтового массива существенно влияет на теплообменные процессы между перекачиваемой жидкостью и наружной средой.

6. Рекомендуется использовать разработанные теорию и метод расчета работы «горячих» нефтепроводов при смене режимов перекачки в организациях, занимающихся перекачкой жидкостей с подогревом, прежде всего, в эксплуатационных и проектных подразделениях ПАО «Транснефть».

Список цитируемой литературы

1. Тугунов, П.И. Транспортирование вязких нефтей и нефтепродуктов по трубопроводам : монография / П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов. - Москва : Недра, 1973. - 89 с.

2. Коршак, А. А. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов : учебник для вузов / А. А. Коршак, А. М. Нечваль ; под редакцией А. А. Коршака. - Санкт-Петербург : Издательство "Недра", 2008. - 485 с.

3. Хлюпин, П. А. Разработка новых электротехнологических систем и комплексов в добыче трудноизвлекаемых запасов нефти / П. А. Хлюпин, Р. Т. Хазиева, A. Вахеди // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. - 2021. - № S1. - С. 125-137.

4. Банатов, В. В. Реологические свойства вязких нефтей и нефтепродуктов и их регулирование комплексными методами воздействия : специальность 05.17.07 "Химическая технология топлива и высокоэнергетических веществ", 25.00.19 "Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ" : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Банатов Виктор Владимирович. -Тюмень, 2003. - 164 с.

5. Bekibayev, T. Optimal regimes of heavy oil transportation through a heated pipeline / T. Bekibayev, U. Zhapbasbayev, G. Ramazanova // . - 2022. -Vol. 115. - P. 27-35.

6. Zhou, M. Dynamic optimization of heated oil pipeline operation using PSO-DE algorithm / M. Zhou, Y. Zhang, S. Jin // Measurement. - 2015. -Vol. 59. - P. 344-351.

7. Нефтепровод Заполярье - Пурпе - Самотлор // Energybase.ru. -URL : https://energybase.ru/pipeline/polar-region-purpe-samotlor/ (дата обращения: 15.02.2023).

8. Схемы магистральных трубопроводов ПАО «Транснефть» : [Электронный ресурс]. URL: https://www.transneft.ru/pipelines/. (Дата обращения: 13.01.2022).

9. Trans Mountain Expansion Project // Government of Canada. -URL : https://www.canada.ca/en/campaign/trans-mountain.html/ (дата обращения: 16.10.2022).

10. Enbridge Energy Line 5 // Mitt Watershed Council. - URL : https://www.watershedcouncil.org/enbridge-energy-line-5.html/ (дата обращения: 16.10.2022).

11. Comparing simulated shallow subsurface spills of diluted bitumen and conventional crude oil / N. Utting, B. Namsechi, C. McMullen [et al.] // Journal of Contaminant Hydrology. - 2022. - Vol. 251. - P. 104099.

12. Transportation of heavy and extra-heavy crude oil by pipeline: A review / R. Martínez-Palou, M. de L. Mosqueira, B. Zapata-Rendón [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2011. - Vol. 75, No. 3-4. -P. 274-282.

13. Souas, F. A review on the rheology of heavy crude oil for pipeline transportation / F. Souas, A. Safri, A. Benmounah // Petroleum Research. -2021. - Vol. 6, No. 2. - P. 116-136.

14. A hotspot analysis of critical hydrocarbons infrastructure in Colombia: ELN (Ejército de Liberación Nacional) and FARC (Fuerzas Armadas Revolucionarias de Colombia) attacks on Colombian pipelines / A. P. Mendizabal, J. S. Holmes, N. Ortiz [et al.] // Applied Geography. - 2021. -Vol. 126. - P. 102376.

15. A techno-economic assessment of bitumen and synthetic crude oil transport (SCO) in the Canadian oil sands industry: Oil via rail or pipeline? / A. Verma, B. Nimana, B. Olateju // Energy. - 2017. - Vol. 124. - P. 665-683.

16. Печи подогрева // ООО «Роспайп». - URL : https://ros-

pipe.ru/tekh_info/tekhnicheskie-stati/khranenie-i-transportirovka-nefteproduktov/pechi-podogreva/ (дата обращения: 16.10.2022).

17. Печь трубчатая блочная ПТБ-10А // ООО «Салюс». -URL : https://salus-ural.ru/oborudovanie/nagrevatelnoe/pech-trubchataya-blochnaya-ptb-10а/ (дата обращения: 16.10.2022).

18. Muñoz, J.A.D. Techno-economic analysis of heating techniques for transportation of heavy crude oils by land pipeline / J.A.D. Muñoz, J. Ancheyta // Journal of Contaminant Hydrology. - 2023. - Vol. 331. - Part 1. - P. 125640.

19. Глушков, А. А. Транспортировка высоковязкой нефти по магистральному нефтепроводу с использованием тепловых насосов : специальность 25.00.19 "Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ" : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Глушков Алексей Анатольевич. - Уфа, 2009. - 137 с.

20. Тугунов, П. И. Неустановленный режим работы "горячих" трубопроводов : специальность 05.15.13 Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ : автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук / Тугунов Павел Иванович. -Москва, 1970. - 24 с.

21. Тугунов, П.И. Неустановившийся режим работы "горячих" трубопроводов : специальность 05.15.13 Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ : диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук / Тугунов Павел Иванович. - Москва, в 2 т., 1969. - 490 с.

22. Тугунов, П.И. Нестационарные режимы перекачки нефтей и нефтепродуктов / П. И. Тугунов. - М.: Недра, 1984. - 224 с.

23. ПАО «Транснефть» : [Электронный ресурс]. URL: https://transneft.ru/. (Дата обращения: 10.10.2022).

24. Патент № 2523923 C1 Российская Федерация, МПК F17D 1/14.

Способ транспортировки нефти по трубопроводу путем реверсивной перекачки : № 2012151999/06 : заявл. 05.12.2012 : опубл. 27.07.2014 / Л. М. Беккер, К. Ю. Штукатуров, Д. К. Элькис ; заявитель Открытое акционерное общество Акционерная компания по транспорту нефти "Транснефть" (ОАО "АК "Транснефть"), Открытое акционерное общество "Институт по проектированию магистральных трубопроводов" (ОАО

"Гипротрубопровод").

25. Transient thermal characteristics of the buried crude oil pipeline system during the reverse pipelining / L. Wei, H. Dong, J. Zhao, J. Liu // Journal of Thermal Analysis and Calorimetry. - 2021. - Vol. 145. - P. 2503-2524.

26. Притула, А.Ф. Транспорт нефти, нефтяных продуктов и газа : учебник для вузов В 2 ч. Ч. 1 Изыскание и проектирование нефте- и газопроводов / А. Ф. Притула, В. А. Притула. - 2-е изд., испр. и доп. -Москва : ОНТИ НКТП. Главная редакция горно-топливной и геолого-развед. лит-ры, 1938. - 452 с.

27. Лейбензон, Л.С. Руководство по нефтепромысловой механике. Ч. 1 Гидравлика. М.-Л.: Гостехиздат, 1931. - 335 с.

28. Лейбензон, Л. С. К вопросу о теплопередаче в нефтепроводных трубах / Л. С. Лейбензон // Нефтяное хозяйство. - 1927. - № 4. - С. 525-531.

29. Флятау, Р. С. Выбор температуры подогрева при перекачках вязких жидкостей / Р. С. Флятау // Нефтяное хозяйство. - 1947. - № 8. -С. 55-58.

30. Шумилов, П. П. Исследование передачи тепла при движении нефтей и других жидкостей и газов по трубам / П. П. Шумилов, В. С. Яблонский // Нефтяное хозяйство. - 1929. - № 5. - С. 683-705.

31. Царевич, К. А. Исследование теплопроводности грунтов в зависимости от их состава, засоленности и влажности / К. А. Царевич, В. С. Яблонский // Нефтяное хозяйство. - 1931. - № 2. - С. 190-195.

32. Лыков, А. В. Тепломассообмен : справочник / А. В. Лыков. - 2-е изд., перераб. и доп. - Москва : Энергия, 1978. - 479 с.

33. Котен, В. Г. Вопросы трубопроводного транспорта туркменских высокозастывающих парафинистых нефтей : специальность 05.15.13 "Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ" : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Котен Виллен Григорьевич. - М., 1967. - 260 с.

34. Маметклычев, Х. Температурный режим "горячих" нефтепроводов для парафинистых нефтей Туркмении : специальность 05.00.00 "Науки о земле" : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Маметклычев Худайберды. - Баку, 1966. -195 с.

35. Агапкин, В.М. Особенности эксплуатации трубопроводов для транспорта высоковязких нефтей и нефтепродуктов : обзорн. информ. / В.М. Агапкин. - Москва : ВНИИОЭНГ, 1981. - 57 с.

36. Кривошеин, Б. Л. Магистральный трубопроводный транспорт (физико-технический и технико-экономический анализ) / Б. Л. Кривошеин, П. И. Тугунов. - М.: Наука, 1985. - 238 с.

37. Новоселов, В.В. Теплообмен подземного трубопровода с внешней средой в сложных гидрологических условиях / В.В. Новоселов, П.И. Тугунов, А.И. Забазнов. - Москва : ВНИИЭГазпром, 1992. - 148 с.

38. Гаррис Нина Александровна // Свободная энциклопедия Урала. - URL : httр://энциклопедия-урала.рф/^ех^р/Гаррис_Нина_Александровна (дата обращения: 17.10.2022).

39. Гаррис, Н. А. Проблемы трубопроводного транспорта углеводородов в условиях мерзлоты и пути их решения / Н. А. Гаррис, О. Ю. Полетаева, Т. А. Бакиев // Транспорт и хранение нефтепродуктов и

углеводородного сырья. - 2020. - № 3. - С. 64-67.

40. Глухова, З. Р. Экспериментальное обоснование принципа строительства и эксплуатации наземного трубопровода самопогружением на мерзлоте / З. Р. Глухова, Н. А. Гаррис // Нефтегазовое дело. - 2020. - Т. 18. -№ 2. - С. 94-104.

41. Гаррис, Н. А. Проблемы транспортирования тяжелых нефтей / Н. А. Гаррис, О. Ю. Полетаева, Р. Ю. Латыпов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2013. - № 3. - С. 3-6.

42. Димов, Л. А. Строительство нефтепроводов на многолетнемерзлых грунтах в южной части криолитозоны Центральной и Восточной Сибири / Л. А. Димов // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 2. - С. 104-106.

43. ОСНОВАНИЯ И ФУНДАМЕНТЫ НА ВЕЧНОМЕРЗЛЫХ ГРУНТАХ // АО «Кодекс». -URL : https://docs.cntd.ru/document/573659326 (дата обращения: 17.10.2022).

44. Производство систем температурной стабилизации вечномерзлых грунтов // ООО НПО «Фундаментстройаркос». - URL : https://www.npo-fsa.ru/proizvodstvo (дата обращения: 17.10.2022).

45. Новичков, А. В. Улучшение условий эксплуатации трубопроводов на многолетнемерзлых грунтах / А. В. Новичков, А. П. Токарев, Н. А. Гаррис // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2022. - № 4(138). - С. 76-88.

46. Гаррис, Н. А. Эксплуатация нефтепродуктопроводов в различных температурных режимах и загрузках при условии сохранности экологической среды : специальность 05.15.13 : автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук / Гаррис Нина Александровна. - Уфа, 1998. - 48 с.

47. Таранов, Р. А. Особенности проектирования, строительства и

эксплуатации магистральных нефтепроводов в зонах вечной мерзлоты / Р. А. Таранов, А. В. Марченко // Вестник науки и образования. - 2019. -№ 12-1(66). - С. 29-31.

48. Гаррис, Н. А. Алгоритм регулирования процесса протаивания-промерзания грунта вокруг наземного трубопровода в условиях вечной мерзлоты / Н. А. Гаррис, З. Р. Кутлыева, Г. Н. Баева // Нефтегазовое дело. -2018. - Т. 16. - № 6. - С. 46-55.

49. Глухова, З. Р. Расчет температурного режима трубопровода в мерзлоте с ограничением ореола прогрессирующего таяния / З. Р. Глухова, Р. Р. Талхин, Н. А. Гаррис // Нефтегазовый терминал : материалы Международной научно-технической конференции «Транспорт и хранение углеводородного сырья», Тюмень, 28-29 мая 2020 года / Под общей редакцией С. Ю. Подорожникова. - Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2021. - С. 118-124.

50. Кутлыева, З. Р. Расчет регулируемого теплообмена наземного трубопровода в насыпи в режиме самопогружения с замерзшей поверхности / З. Р. Кутлыева, Н. А. Гаррис, О. А. Глухов // Нефтегазовое дело. - 2019. - Т. 17. - № 5. - С. 62-71.

51. Гаррис, Н. А. Учет степени техногенного воздействия подземных трубопроводов на теплопроводность вмещающих мерзлых грунтов / Н. А. Гаррис, А. И. Русаков // Нефтегазовое дело. - 2020. - Т. 18. -№ 6. - С. 99-106.

52. Гаррис, Н. А. Расчет сбалансированного теплообмена нефтепровода в мерзлоте и определение радиуса ореола протаивания / Н. А. Гаррис, А. И. Русаков, А. А. Лебедева // Нефтегазовое дело. - 2018. - Т. 16. -№ 5. - С. 73-80. - DOI 10.17122/ngdelo-2018-5-73-80.

53. Гаррис, Н. А. О постановке задач регулирования ореола протаивания вокруг трубопровода в районах распространения мерзлоты / Н.

А. Гаррис, Э. А. Закирова // Территория Нефтегаз. - 2017. - № 1-2. -С. 100-106.

54. Тепловое и механическое взаимодействие инженерных сооружений с мерзлыми грунтами : монография : под ред. Э.А. Бондарева / М.М. Дубина, Б.А. Красовицкий, А.С. Лозовский, Ф.С. Попов. -Новосибирск : Наука, 1977. - 141 с.

55. Васильев, Г. П. Методика определения эквивалентной теплопроводности грунтового массива / Г. П. Васильев // Наука и техника транспорта. - 2008. - № 2. - С. 39-46.

56. Деградация мерзлоты: результаты многолетнего геокриологического мониторинга в Западном секторе Российской Арктики / А. А. Васильев, А. Г. Гравис, А. А. Губарьков [и др.] // Криосфера Земли. -2020. - Т. 24. - № 2. - С. 15-30.

57. Пространственная и временная изменчивость мерзлых толщ в западном секторе российской Арктики - результаты комплексного мониторинга на геокриологических стационарах / Г. В. Малкова, А. А. Васильев, А. Г. Гравис [и др.] // Современные исследования трансформации криосферы и вопросы геотехнической безопасности сооружений в Арктике, Салехард, 03-12 ноября 2021 года. - Салехард: Б. и., 2021. - С. 279-282.

58. Абрамзон, Л.С. Рациональная перекачка вязких и застывающих нефтей совместно с разбавителем / Л.С. Абрамзон, Р.Г. Исхаков, П.И. Тугунов. - Москва : ВНИИОЭНГ, 1977. - 59 с.

59. Кутателадзе, С. С. Основы теории теплообмена / С. С. Кутателадзе. — Изд. 5-е перераб. и доп. - М.: Атомиздат, 1979. - 416 с.

60. Motier J. F., Prilutzki D. J. // 3rd Int. Conf. Drag Reduction, Bristol, 2-5 July 1984, Bristol, 1984 (РЖХим. 1987. 1П165).

61. Применение полимерных агентов снижения сопротивления в трубопроводном транспорте нефти / Г. В. Несын, В. В. Жолобов, Ф. С.

Зверев [и др.]. - Москва : Рекламно-издательский центр "ТЕХНОСФЕРА", 2022. - 312 с. - ISBN 978-5-94836-654-8.

62. Лурье, М. В. Расчет параметров перекачки жидкостей с противотурбулентными присадками / М. В. Лурье, Н. С. Арбузов, С. М. Оксенгендлер // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2012. - № 2(6). - С. 56-60.

63. Иваненков, В. В. Опыт использования противотурбулентных присадок на магистральных нефтепродуктопроводах / В. В. Иваненков, О. В. Пименов // Транспорт и хранение нефтепродуктов. - 2006. - № 2. - С. 3-8.

64. Жолобов, В. В. Перспективы применения противотурбулентной присадки для снижения энергозатрат тепловых станций при "горячей" перекачке / В. В. Жолобов, С. В. Синельников, А. И. Игнатенкова // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2019. -Т. 9. - № 3. - С. 256-265. - DOI 10.28999/2541-9595-2019-9-3-256-265.

65. Касим Саад Джаббар. Исследование "горячей" перекачки высоковязких нефтей с учетом углеводородных разбавителей : специальность 25.00.19 "Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ" : автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук / Касим Саад Джаббар. - Москва, 2005. - 21 с.

66. Федоров, П. В. Планирование работы магистральных нефтепроводов в условиях применения пунктов подогрева нефти и противотурбулентных присадок / П. В. Федоров, В. Т. Федоров // Проблемы геологии, разработки и эксплуатации месторождений, транспорта и переработки трудноизвлекаемых тяжёлых нефтей : Материалы всероссийской научно-технической конференции (с международным участием), Ухта, 08-10 декабря 2021 года. - Ухта: Ухтинский государственный технический университет, 2022. - С. 161-166.

67. Лейбензон, Л.С. Нефтяная промысловая механика. В 2 ч. Ч. 1

Записки по курсу читаемому проф. Л.С. Лейбензоном на нефтяном факультете МГА. М.: Изд-во Московской горной академии, 1929. - 100 с.

68. Лейбензон, Л. С. О тепловом эффекте потери напора в нефтепроводных трубах / Л. С. Лейбензон // Нефтяное хозяйство. - 1925. -№ 11-12. - С. 675-681.

69. Григорян, Г. М. Подогрев нефтяных продуктов / Г. М. Григорян, В. И. Черникин. - 2-е изд., перераб. и доп. - Москва : Гостоптехиздат, 1947. - 287 с.

70. Скрябин, А. Сопротивление в трубах при перекачке вязких жидкостей в условиях теплообмена / А. Скрябин // Нефтяное хозяйство. -1939. - № 4-5. - С. 67-68.

71. Лазаренко, В. В. К методике расчета нефтепроводов для перекачки вязких нефтей с подогревом / В. В. Лазаренко // Нефтяное хозяйство. - 1955. - № 3. - С. 80-84.

72. Черникин, В. И. Перекачка вязких нефтей с подогревом / В. И. Черникин // Нефтяное хозяйство. - 1956. - № 4. - С. 61-68.

73. Черникин, В.И. Перекачка вязких и застывающих нефтей / В. И. Черникин. - М.: Гостоптехиздат, 1958. - 163 с.

74. Дегтярев, В. Н. "Самопроизвольная" остановка "горячих" нефтепроводов / В. Н. Дегтярев, А. В. Пименов // Вестник Самарского государственного технического университета. Серия: Технические науки. -2011. - № 3(31). - С. 208-212.

75. Новоселов, В.Ф. Движение вязких и высокозастывающих нефтей по трубопроводам : специальность 05.15.13 "Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ" : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Новоселов Виктор Федорович. - М., 1958. - 157 с.

76. РД-75.180.00-КТН-198-09 Унифицированные технологические

расчеты объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов: утв. ОАО "АК "Транснефть": ввод в действие с 10.09.09. - М.: ОАО "АК "Транснефть", 2009. - 203 с.

77. Пистолькорс, Е. Ю. Движение жидкостей по трубам, в связи с расчетом трубопроводов для нефтяных продуктов / Е. Ю. Пистолькорс // Нефтяное и сланцевое хозяйство. - 1920. - № 9-12. - С. 38-55.

78. Кащеев, А. А. Перекачка парафинистого мазута с подогревом по Петровскому нефтепроводу / А. А. Кащеев // Нефтяное хозяйство. - 1930. -№ 8-9. - С. 251-263.

79. Михеева, Н. Н. Исследование на модели тепловых потерь голого трубопровода, заложенного в грунте / Н. Н. Михеева, Л. С. Эйгенсон // Журнал технической физики. - 1934. - Т.- № 8-9. - С. 251-263.

80. Гухман, А. А. Физические основы теплопередачи. Том 1. Теория подобия и её приложения / А. А. Гухман. — Л.—М. : Госэнергоиздат, 1934. — 315 с.

81. Аронс, А. А. Исследование теплопередачи от подземных трубопроводов методом моделирования / А. А. Аронс, С. С. Кутателадзе // Журнал технической физики. - 1935. - Т.- № 9. - С. 1638-1650.

82. Черникин, В. И. Транспорт тяжелых нефтей по трубопроводам : специальность 05.15.13 "Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ" : диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук / В. И. Черникин. - Москва, 1952. - 292.

83. Черникин, В. И. Об охлаждении и разогреве подземных трубопроводов / В. И. Черникин // Нефтяное хозяйство. - 1951. - № 12. -С. 46-50.

84. Яблонский, В. С. Опыты по перекачке парафинистых мазутов с применением внутреннего обогрева нефтепроводов / В. С. Яблонский, П. П. Шумилов // Нефтяное хозяйство. - 1929. - № 8. - С. 188-192.

85. Яблонский, В. С. Опыты по перекачке парафинистых мазутов с применением внутреннего обогрева нефтепроводов / В. С. Яблонский, П. П. Шумилов // Нефтяное хозяйство. - 1930. - № 8-9. - С. 242-250.

86. Stefan J. Uber einige Probleme der Theorie der Warmeleitung. -S. B. Wien. Akad. Mat. Natur., 1889, B. 98, S. 473 - 484.

87. Numerical simulation of a buried hot crude oil pipeline during shutdown / X. Cheng, Y. Bo, Z. Zhengwei [et al.] // Petroleum Science. - 2010. -Vol. 7, No. 1. - P. 73-82.

88. Методика теплового и гидравлического расчета магистральных трубопроводов при стационарных и нестационарных режимах перекачки ньютоновских и неньютоновских нефтей в различных климатических условиях : РД 39-30-139-79 - 1979 : утв. М-вом нефтяной промышленности ВНИИСПТнефть 05.02.1979 : введ. в действие с 25.04.1979. - Уфа : Ротапринт ВНИИСПТнефть, 1979. - 57с.

89. ООО «НИИ Транснефть». URL : https://niitn.transnefl.ru/. (Дата обращения: 10.10.2022).

90. Федоров, П. В. К вопросу определения времени безопасной остановки магистрального нефтепровода / П. В. Федоров // Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России : Сборник тезисов, Москва, 12-14 февраля 2018 года. - Москва, Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина, 2018. - С. 179.

91. Федоров, П. В. Совершенствование методики определения времени безопасной остановки нефтепровода при перекачке смеси высоковязких и высокозастывающих нефтей / П. В. Федоров, В. О. Некучаев // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2022. - Т. 12, № 5. - С. 452-460.

92. Федоров, П. В. Влияние технологии перекачки и проведения

плановых ремонтных работ на величину пусковых давлений при возобновлении перекачки неньютоновских нефтей по неизотермическим трубопроводам / П. В. Федоров, В. Т. Федоров // Проблемы геологии, разработки и эксплуатации месторождений и транспорта трудноизвлекаемых запасов углеводородов : Материалы всероссийской научно-технической конференции (с международным участием), Ухта, 0708 ноября 2019 года. - Ухта: Ухтинский государственный технический университет, 2019. - С. 223-225.

93. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2022612754 Российская Федерация. Программный модуль для расчета продолжительности безопасной остановки технологического участка магистрального нефтепровода : № 2022611740 : заявл. 09.02.2022 : опубл. 28.02.2022 / А. М. Чионов, П. В. Федоров, А. Н. Аминев [и др.] ; заявитель Публичное акционерное общество «Транснефть», Общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт трубопроводного транспорта», Акционерное общество «Транснефть -Север».

94. Сулейманов, В. А. Оценка времени безопасной остановки нефтепровода, по которому перекачивается высокозастывающая нефть / В. А. Сулейманов // Научно-технический сборник "Вести газовой науки". -2018. - № 2(34). - С. 36-43.

95. Сулейманов, В. А. Время безопасной остановки подземного трубопровода при перекачке застывающих парафинистых жидких углеводородов / В. А. Сулейманов // Трубопроводный транспорт: теория и практика. - 2018. - № 3(67). - С. 42-51.

96. Павел Тугунов — видный представитель отечественной трубопроводной науки (К 85-летию со дня рождения профессора) // Официальный сайт АО ИА «Башинформ». -URL : https://www.bashinform.ru/news/social/2015-10-28/pavel-tugunov-vidnyy-

ргеёв1ау11е1-о1есЬе81уеппоу-1:гиЬоргоуоёпоу-паик1-к-85-1е1:1уи-8о-ёпуа-Ю7Ьёешуа-р1^е880га-2253148 (дата обращения: 17.08.2022).

97. Агапкин, В. М. Переходные режимы работы надземных теплоизолированных нефтепроводов при изменении начальной температуры подогрева нефти / В. М. Агапкин // Изв. Вузов. Сер. Нефть и газ. - 1975. -№ 8. - С. 75-79.

98. Кривошеин, Б. Л. Нестационарные тепловые потери подземных трубопроводов / Б. Л. Кривошеин, В. М. Агапкин // ИФЖ. - 1977. - т. 33. -№ 2. - С. 339-346.

99. Дубина, М. М. Тепловое и механическое взаимодействие инженерных сооружений с мерзлыми грунтами / М. М. Дубина, Б. А. Красовицкий, А. С. Лозовский [и др.]. - Новосибирск : Наука, 1977. - 144 с.

100. Кошелев, А. А. Исследование теплообмена для повышения надежности нефтепровода в вечномерзлых грунтах / А. А. Кошелев, Д. С. Матвийчук, А. Ф. Редкьо // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1974. - № 12. - С. 3-6.

101. Красовицкий Б. А. Применение метода последовательных приближений к задаче о протаивании мерзлого грунта вокруг газовой скважины / Б. А. Красовицкий // Изв. Вузов. Сер. Нефть и газ. - 1971. -№ 6. - С. 37-41.

102. Порхаев, В. Г. Пособие по теплотехническим расчетам санитарно-технических сетей, прокладываемых в вечномерзлых грунтах / Г. В. Порхаев, Ю. А. Александров, Л. П. Семенов [и др.]. - Москва : Стройиздат, 1971. - 73 с.

103. Спиридонов, В.В. Методика исследования взаимодействия трубопроводов с окружающей средой на опытных участках трубопроводов / В.В. Спиридонов, Л. С. Гарагуля, Л.П. Семенов. - М.: ВНИИСТ, 1973. -214 с.

104. Ястребов, А. Л. Инженерные коммуникации на вечномерзлых грунтах / А. Л. Ястребов. - Ленинград : Стройиздат. [Ленингр. отд-ние], 1972. - 175 с.

105. Петухов, Б. С. Теплообмен и сопротивление при ламинарном течении жидкости в трубах / Б. С. Петухов. - М: Энергия, 1967. - 409 с.

106. Слёзкин, Н. А. Обобщённые уравнения Рейнольдса / Н. А. Слезкин, С. М. Тарг // ДАН СССР. - 1946. - Т. 3, № 54. - С. 205-208.

107. Огибалов, П. М. Нестационарные движения вязко-пластичных сред / П.М. Огибалов, А.Х. Мирзаджанзаде. - 2-е изд. - Москва : Изд-во Моск. ун-та, 1977. - 373 с.

108. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2017615398 Российская Федерация. Автоматизированное рабочее место технолога ("АРМ технолога") : № 2016663047 : заявл. 07.11.2016 : опубл. 16.05.2017 / П. А. Ревель-Муроз, И. С. Симонов, Я. М. Фридлянд [и др.] ; заявитель Публичное акционерное общество «Транснефть» (ПАО «Транснефть»), Акционерное общество «Транснефть-Верхняя Волга» (АО «Транснефть-Верхняя Волга»): Общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов Транснефть» (ООО «НИИ Транснефть»).

109. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2018664686 Российская Федерация. Модуль гидравлического расчета нестационарных режимов работы МН : № 2018662844 : заявл. 15.11.2018 : опубл. 20.11.2018 / Общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт трубопроводного транспорта» (ООО «НИИ Транснефть»), С. Н. Чужинов, И. С. Симонов, Р. З. Сунагатуллин [и др.] ; заявитель Публичное акционерное общество «Транснефть» (ПАО «Транснефть»), Акционерное общество «Транснефть-Верхняя Волга» (АО «Транснефть-Верхняя Волга»).

110. Scala graduum Caloris. Calorum Descriptiones & signa // Philosophical Transactions. - 1701. - Т. 22. - № 270. - С. 824-829.

111. Михеев, А.М. Основы теплопередачи / М.А. Михеев, И.М. Михеева. - 3-е изд., репринтное. - Москва : ООО «ИД «БАСТЕТ», 2010. -344 с. - ISBN 978-5-903178-20-9.

112. Лурье, М. В. Теоретические основы трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа : Учебник / М. В. Лурье. -Москва : Издательство "Недра", 2017. - 477 с. - ISBN 978-5-8365-0480-9.

113. Лурье, М. В. Математическое моделирование процессов трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа / М. В. Лурье. -Москва : Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина, 2012. - 456 с. - ISBN 978-5-91961-060-1.

114. Дидковская, А. С. Теоретическое обобщение методов расчета гидродинамических процессов в трубопроводах для перекачки жидких углеводородов : специальность 25.00.19 Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ : диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук / Дидковская Алла Семеновна. - Москва, 2019. - 226 с.

115. Лурье, М. В. Задачник по трубопроводному транспорту нефти, нефтепродуктов и газа : учебное пособие для студентов высших учебных заведений, обучающихся по специальности "Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ", направления "Нефтегазовое дело" / М. В. Лурье ; [Нац. исследовательский ун-т]. -Изд. 2-е, перераб. и доп.. - Москва : РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2011. - 333 с. - ISBN 978-5-91961-023-6.

116. Проектирование и эксплуатация нефтепроводов : Учебник для нефтегазовых вузов / М. В. Лурье, Б. Н. Мастобаев, П. А. Ревель-Муроз,

А. Е. Сощенко. - Москва : Издательство "Недра", 2019. - 434 с. - ISBN 9785-8365-0498-4.

117. ГОСТ 34182-2017. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Эксплуатация и техническое обслуживание. Основные положения: межгосударственный стандарт : издание официальное : введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 4 июля 2017 г. № 634-ст : введен впервые : дата введения 2018-03-01 / разработан ООО "НИИ Транснефть". - М : Стандартинформ, 2017. - 46 с.

118. Чупракова, Н. П. Особенности квазистационарного режима перекачки "горячей" нефти по технологическому участку магистрального нефтепровода / Н. П. Чупракова // Территория Нефтегаз. - 2021. - № 3-4. -С. 94-101.

119. Лурье, М. В. Метод расчета времени безопасной остановки "горячего" нефтепровода / М. В. Лурье, Н. П. Чупракова // Территория Нефтегаз. - 2019. - № 7-8. - С. 68-74.

120. Тарг С.М. Приближенные методы решения задач гидродинамики вязкого слоя. Докторская дисс. Мех-мат факультет МГУ, 1948.

121. Лурье, М. В. Нестационарные режимы работы "горячего" нефтепровода с учетом теплового поля окружающего грунта / М. В. Лурье, Н. П. Чупракова // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2021. - Т. 11. - № 3. - С. 276-283.

122. Лурье, М. В. Алгоритм расчета квазиустановившихся режимов неизотермической перекачки нефти / М. В. Лурье // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2014. - № 2(14). -С. 28-31.

123. J. Nikuradse, "Gesetzmassigkeiten der Turbulenten Strömung in Glatten Rohren," VDI-Forschungsheft No 356, 1932, pp. 1-36.

124. Кузнецов, Г. В. Разностные методы решения задач теплопроводности / Г. В. Кузнецов, М. А. Шеремет. - Томск : Издательство Томского университета, 2007. - 172 с.

125. Крайнов, А. Ю. Численные методы решения задач тепло- и массопереноса : Учебное пособие / А. Ю. Крайнов, Л. Л. Миньков. - Томск : Общество с ограниченной ответственностью "СТТ", 2016. - 92 с. - ISBN 9785936295591.

126. Федоренко, Р. П. Введение в вычислительную физику / Р. П. Федоренко; под ред. А. И. Лобанова. - изд. 2 испр. и доп. - Долгопрудный : Издательский дом «Интеллект», 2008. - 504 с. - ISBN 978-5-91559-011-2.

127. Назмеев, Ю. Г. Мазутные хозяйства ТЭС / Ю. Г. Назмеев ; Московский энергетический институт. - Москва : Московский энергетический институт, 2002. - 612 с. - ISBN 5-7046-0864-7.

128. Трапезников, С. Ю. Обоснование температурных режимов работы надземных "горячих" нефтепроводов (на примере трубопровода ЦПС "Южно-Шапкинское" - Харьяга) : специальность 25.00.19 "Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ" : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Трапезников Сергей Юрьевич. - Санкт-Петербург, 2011. - 124 с.

129. Федоров, В. Т. Повышение функциональной надежности неизотермического нефтепровода на основе управления теплогидравлическими параметрами : специальность 25.00.19 "Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ" : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Федоров Владимир Тимофеевич. - Уфа, 2006. - 156 с.

130. Гусева, М. А. Автоматическое управление технологическим

процессом индукционного нагрева нефти в установках трубопроводного транспорта : специальность 05.13.06 "Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (по отраслям)" : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Гусева Мария Александровна. - Самара, 2012. - 136 с.

131. Башкирцева, Н. Ю. Структура сырьевой базы и добычи нефти в мире : Монография / Н. Ю. Башкирцева. - Казань : Казанский национальный исследовательский технологический университет, 2015. - 83 с. - ISBN 9785-7882-1818-2.

132. Агабеков, В. Е. Комплексная переработка тяжелых нефтяных остатков (гудрон) с альтернативным (бурый уголь) и возобновляемым (древесным) сырьем / В. Е. Агабеков, Х. М. Кадиев, С. Н. Хаджиев // Нефтехимия - 2018 : Материалы I Международного научно-технического форума по химическим технологиям и по нефтегазо-переработке. В 2-х частях, Минск, 27-30 ноября 2018 года. - Минск: Белорусский государственный технологический университет, 2018. - С. 59-61.

133. Патент № 2674773 C1 Российская Федерация, МПК C10G 11/05, B01J 29/16. Способ переработки тяжелых нефтяных фракций : № 2017146458 : заявл. 28.12.2017 : опубл. 13.12.2018 / Т. А. Паланкоев, К. И. Дементьев, С. Н. Хаджиев; заявитель Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Ордена Трудового Красного Знамени Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева Российской академии наук (ИНХС РАН).

134. Реологические характеристики смесей карбоновых и высоковязких битуминозных нефтей Республики Татарстан / Р. А. Ефремов, А. Ю. Копылов, Р. А. Абдрахманов [и др.] // Вестник Казанского технологического университета. - 2013. - Т. 16. - № 3. - С. 205-208.

135. Агапкин, В. М. Тепловой и гидравлический расчеты

трубопроводов для нефти и нефтепродуктов / В. М. Агапкин, Б. Л. Кривошеин, В. А. Юфин. — М. : Недра, 1981. — 256 с.

136. Юкин, А. Ф. Управление тепловыми режимами транспорта вязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов : специальность 25.00.19 "Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ" : диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук / Юкин Аркадий Федорович. - Уфа, 2004. - 329 с.

137. Белоусов, В. Д. Приближенные расчеты при переходном режиме работы горячего нефтепровода / В. Д. Белоусов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 1974. - № 12. - С. 19.