Сохранение стабильности свойств добытой нефти при транспортировке за счет размыва донных отложений при помощи плоских гибких электрических нагревателей как один из способов ее обогащения

УДК 622.7.05

З.Г. Мельников, В.Н. Коноплев

СОХРАНЕНИЕ СТАБИЛЬНОСТИ СВОЙСТВ ДОБЫТОЙ НЕФТИ ПРИ ТРАНСПОРТИРОВКЕ ЗА СЧЕТ РАЗМЫВА ДОННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ПРИ ПОМОЩИ ПЛОСКИХ ГИБКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРЕВАТЕЛЕЙ КАК ОДИН ИЗ СПОСОБОВ ЕЕ ОБОГАЩЕНИЯ

Предложен метод очистки резервуаров от донных отложений при сохранении свойств высокопарафинистых сортов нефти за счет возникающего естественного конвекционного потока нагретой нефти; рассмотрены особенности хранения высоковязких сортов нефти, а также показана схема существующих систем и методов очистки резервуаров. Проанализированы существующие методы подогрева резервуаров, произведен обзор современных методов подогрева резервуаров для осуществления борьбы с донными отложениями. Представлены сравнительная характеристика методов подогрева резервуара, где рабочим теплоносителем выступает пар или электроэнергия и схема монтажа подогревателей на днище и стенках резервуара. Приведены результаты предварительных расчетов критериев эффективности по обоснованию внедрения технологической схемы подогрева резервуарного парка на нефтеперекачивающей станции «Ухта-1».

Ключевые слова: высоковязкие сорта нефти, резервуары для хранения высоковязких нефтей, резервуар, парафинизация, донные отложения, плоские гибкие электрические нагреватели, обогащение нефти, сохранение стабильности свойств.

Введение

В настоящее время в связи с ростом экспорта и международными договоренностями по ограничению роста добычи нефтепродуктов остро встает вопрос о росте и качестве хранения жидких углеводородов.

В процессе транспортировки и хранения высоковязких сортов нефти и нефтепродуктов в емкостях, особенно большого объема, происходит образование и накопление отложений, количество кото-

DOI: 10.25018/0236-1493-2018-3-0-148-158

рых иногда достигает 1/4 полезного объема емкости в год.

Наличие отложений приводит к уменьшению стабильности свойств нефтепродуктов, к недоиспользованию объема нефтяных емкостей, а также к возникновению коррозионно-опасных зон под осадком, к затруднению обследования состояния резервуаров [1].

Кроме снижения полезного объема емкостей, накопление отложений ведет к осложнению процесса их эксплуата-

ISSN 0236-1493. Горный информационно-аналитический бюллетень. 2018. № 3. С. 148-158. © З.Г. Мельников, В.Н. Коноплев. 2018.

ции, к затруднению количественного и качественного учета нефти, к ухудшению эксплуатационных показателей работы резервуаров и транспортной системы в целом.

Поэтому важно провести обоснование наиболее эффективных методов и технических средств для удаления осадка.

Характеристика донных

отложений

По результатам многих исследований [6] в нефтешламах соотношение нефтепродуктов, воды и МП (частицы песка, глины, ржавчины и т.д.) колеблется в очень широких пределах: углеводороды составляют 5—90%, вода 1—52%, твердые примеси 0,8—65%. Как следствие, столь значительного изменения состава нефтешламов диапазон изменения их физико-химических характеристик тоже очень широк.

Плотность донных отложений колеблется в пределах 830—1700 кг/м3, температура застывания от минус 3 °С до плюс 80 °С. Температура вспышки лежит в диапазоне от 35 до 120 °С. При попадании воды в объем нефтепродуктов происходит образование устойчивых эмуль-

сий типа вода-масло, стабилизация которых обусловливается содержащимися в нефтепродуктах природными стабилизаторами из разряда асфальтенов, смол и парафинов.

Верхний слой нефтешлама представляет собой обводненный нефтепродукт с содержанием до 5% тонкодисперсных механических примесей и относится к классу эмульсий «вода в масле». В состав этого слоя входят 70—80% масел, 6—25% асфальтенов, 7—20% смол, 1—4% парафинов. Содержание воды не превышает 5—8%. Довольно часто органическая часть свежеобразованного верхнего слоя нефтешлама по составу и свойствам близка к хранящемуся в резервуарах исходному нефтепродукту. Такая ситуация обычно имеет место в расходных резервуарах автозаправочных станций.

Средний, сравнительно небольшой по объему слой, представляет собой эмульсию типа «масло в воде». Этот слой содержит 70—80% воды и 1,5—15% механических примесей. Следующий слой целиком состоит из отстоявшейся минерализованной воды с плотностью 1,01— 1,19 г/см3. Наконец, придонный слой (донный ил) обычно представляет собой

Таблица 1

Сравнительная характеристика методов подогрева резервуара, где рабочим теплоносителем выступает пар или электроэнергия

Параметры Секционные паровые подогреватели Электрические нагревательные кабеля Плоские гибкие электрические нагреватели

Рабочий теплоноситель водяной пар электроэнергия электроэнергия

Температура окружающей среды, °С от -10 до 100 от -50 до 100 от -60 до 130

Пожаробезопасность безопасные безопасные при целостности изоляции безопасные

Монтаж сложный простой простой

КПД, % 60—70 75—80 не менее 90

Ориентировочная стоимость на обустройство одного резервуара номинальным объемом 20 000 м3, млн руб. 6 10 5

твердую фазу, включающую до 45% органики, 52—88% твердых механических примесей, включая окислы железа. Поскольку донный ил представляет собой гидратированную массу, то содержание воды в нем может доходить до 25%.

Сфера использования

высоковязких

сортов нефти

Ресурсы тяжелой нефти уже в настоящее время являются объектом промышленного освоения в тех районах, где разработка месторождений может осуществляться с применением традиционной технологии. Однако реальный вклад этих ресурсов в общемировую добычу нефти пока остается очень небольшим, значительно меньшим, чем их доля в мировых ресурсах жидких углеводородов. Тяжелые нефти уже в настоящее время являются объектом промышленной добычи в Венесуэле, Мексике, США и ряде других стран. Использование тяжелых сортов нефти в естественном виде решает задачу устройства покрытий и оснований для дорог низких технических категорий. Подтверждением этого является опыт ряда зарубежных стран. Так, в США более 30% всего количества нефтяных битумов производится из специально отобранных тяжелых сортов нефти.

Использование тяжелых сортов нефти в качестве сырьевой битумной базы значительно упростит проблему обеспечения дорожных и строительных организаций битумом и сократит дефицит дорожного битума, особенно в сельскохозяйственном автодорожном строительстве. Переработка тяжелой нефти мало-дебитных скважин по битумному варианту на установках, расположенных в непосредственной близости от месторождений, экономически оправдана в сельскохозяйственных районах, так как специфика дорожного строительства позволяет использовать полученный битум

в радиусе месторождения с небольшими транспортными расходами.

Особенности производственных факторов, возникающих при очистке нефтяных резервуаров

Ручные или маломеханизированные методы очистки резервуаров от нефтеш-ламов связаны с длительностью очистки и необходимостью вывода из эксплуатации на длительное время резервуарно-го парка (табл. 2).

В процессе очистки резервуаров от донных осадков традиционными способами специалисты, обслуживающие резервуарные парки, сталкиваются с рядом проблем: [3]

• на время очистки резервуары выводятся из эксплуатации на длительный срок (1—1,5 месяца);

• затрачивается большое количество энергоресурсов (воды, пара, электроэнергии, технических моющих средств), составляющие немалую часть расходов;

• большая часть извлекаемого осадка и отработанного технического моющего средства утилизируется, что приводит к потерям связанного в них нефтепродукта, возврат которого приносил бы немалую прибыль;

• большая вероятность повреждения защитного антикоррозионного слоя;

• при проведении в последующем огневых работ необходимо зачищать внутреннюю поверхность резервуара дополнительно, что влечет за собой еще больший простой резервуара;

• использование в большей степени ручного труда сопровождается высоким уровнем профессиональных технических заболеваний, плохими условиями труда рабочих и приводит к значительным затратам на охрану труда и производственную санитарию;

• большая степень загрязнения окружающей среды.

Таблица 2

Основные методы очистки резервуаров

Механический Химический Термический

Достоинства

- значительно сокращает время очистки резервуара; - уменьшает простой резервуара; - уменьшает объем тяжелых операций, вредных для здоровья человека (по сравнению с ручным методом очистки); - снижает стоимость процесса зачистки резервуара - повышение качества и интенсивности процесса очистки; - незначительная степень применения ручного труда - эффективная очистка; - не требует дополнительного ручного труда; - уменьшение (предотвращение) накопления парафинового осадка; - высокий уровень экологич-ности окружающей среды; - снижаются эксплуатационные затраты

Недостатки

- большой расход тепловой энергии на подогрев холодной воды; - необходимость откачки загрязненной воды на очистные сооружений; - большие потери легких фракций из нефтеостатков; - требует дополнительного ручного труда; - высокая трудоемкость; - высокая себестоимость; - низкая эффективность; - низкая экологичность; - неблагоприятные условиями труда; - повышенная пожаровзрывоопас-ность; - энергозависим - необходимость использования специального реагента; - очистка растворов моющих средств от нефтешламов (нефтеостатков); - высокая степень опасности для человека; - не в состоянии качественно разделить выбираемые донные остатки и обеспечить качественное отделение нефтепродуктов - высокие капиталовложения; - энергозависим

Таблица 3

Обзор современных методов подогрева резервуаров

Параметры Секционные паровые подогреватели Электрические нагревательные кабеля Плоские гибкие электрические нагреватели

Рабочий теплоноситель водяной пар электроэнергия электроэнергия

Температура окружающей среды, °С от -10 до 100 от -50 до 100 от -60 до 130

Пожаробезопасность безопасные безопасные при целостности изоляции безопасные

Монтаж сложный простой простой

КПД, % 60-70 75-80 не менее 90

Ориентировочная стоимость на обустройство одного резервуара номинальным объемом 20 000 м3, млн руб. 6 10 5

Рис. 1. Методы борьбы с отложениями

1

Рис. 2. Схемы монтажа подогревателей: на днище резервуара (а): 1 — днище резервуара;

2 — подогреватели; на стенку резервуара (б): 1 — стенка резервуара; 2 — крыша резервуара;

3 — подогреватели; 4 — теплоизолятор

Из обзора современных методов подогрева (табл. 3) способ подогрева выбираем из условия, что самый экономически выгодный вариант размыва донных отложений — термический [4].

Более подробно изучив характеристику методов подогрева резервуара, где рабочим теплоносителем выступает пар или электроэнергия (табл. 1), приходим к выводу, что наиболее выгодный метод — размыв донных отложений плоскими гибкими электрическими нагревателями.

Данный способ имеет следующие преимущества: КПД выше на 1/3 по сравнению с секционными паровыми подогревателями; ориентировочная стоимость на обустройства в 2 раза меньше, чем у электрических нагревательных кабелях; температурный диапазон эксплуатации составляет от -60 до 130 °С, что позволяет эксплуатировать нагреватели на территории всей страны.

К тому же при данном методе очистки возникает естественный конвекционный

Таблица 4

Результаты расчетов экономической эффективности внедрения, предложенной в работе, технологической схемы подогрева резервуарного парка на НПС «Ухта-1»

Показатель, ед.изм Годы

1 2 3 4 5

Эксплуатационные затраты, тыс. руб. 97 799,61

Прибыль предприятия, тыс. руб. 308 494,03 308 494,03 308 494,03 308 494,03 308 494,03

Капитальные вложения, тыс. руб. 36 718,44 0 0 0 0

Налог на имущество, тыс. руб. 755,50 755,50 755,50 755,50 755,50

Налогооблагаемая прибыль, тыс. руб. 307 738,52 307 738,52 307 738,52 307 738,52 307 738,52

Налог на прибыль, тыс. руб. 61 547,70 61 547,70 61 547,70 61 547,70 61 547,70

Чистый доход, тыс. руб. 25 241,36 61 959,8 61 959,8 61 959,8 61 959,8

Коэффициент дисконта 1 0,909 0,826 0,751 0,683

Чистый дисконтированный доход, тыс. руб. 25 241,36 56 321,46 51 178,79 46 531,81 42 318,54

Индекс доходности, руб./руб. 6,03

Срок окупаемости, мес. 8

поток нагретой нефти, который будет размывать донные отложения и как следствие, производить обогащение нефтепродуктов до первоначальных свойств.

По основным принципам выбора критериев эффективности [5] вариант выбирается из условия минимальных

затрат на обустройство резервуара Со = = 5000 тыс. руб. при заданном значении показателя эффективности Эо = 90% (табл. 3):

С((И}) ^ min, Э((И}, {ß}, {U}) = Э.

Рис. 3. Схема возникающего естественного конвекционного потока нагретой нефти: 1 — днище резервуара; 2 — стенка резервуара; 3 — гибкие электронагреватели; 4 — пористый фольгированый теплоизолятор; 5 — нефть, хранимая в резервуаре; 6 — направление движения подогретой у днища и стенки нефти; 7 — направление движения более холодной нефти под действием силы тяжести

Таблица 5

Одна из возможных совокупностей показателей эффективности, формируемая в зависимости от уровня иерархии

Уровни иерархии

Параметры {в} в схеме операции

отсутствуют

условные

близкие к реальным

Комплексы для хранения тяжелой нефти

Сборочные единицы

Узлы, агрегаты, комплекты, детали

где И — измерители свойств систем хранения; в — условия эксплуатационной группы; и—условия климатической группы.

В табл. 5 показана одна из возможных совокупностей показателей эффективности, формируемая в зависимости от уровня иерархии [5].

В целях принятия решения по выбору метода и сроков его окупаемости был произведен расчет экономической эффективности.

Расчет экономической

эффективности

Эксплуатационные затраты подогревателей состоят из потребления электроэнергии, Э, тыс. руб.:

Э. = Р • Б • N

I под рез

Т б • С • 10-6 + А,

раб э г

где Р — мощность единицы площади подогревателя, Вт/м2, Р = 650 Вт/м2; Бпод — площадь части резервуара, оборудованной подогревателем, м2, Бпод = = 3181,85 м2; N — число резервуаров, оборудованных подогревателями, N = = 6; Траб — рабочее время за год, час; Сэ — ставка по потреблению электроэнергии, руб./кВт-ч, Сэ = 1,09 руб./кВт-ч; А. — амортизационные отчисления, тыс. руб.

Амортизационные отчисления, А., тыс. руб.:

А. = (НА /100) • (С + Ст), где НА — норма амортизации, %, НА = = 1,2%; Сп — стоимость подогревателей, тыс. руб.; Ст — стоимость теплоизолятора, тыс. руб.

Стоимость подогревателей, Сп, тыс.

руб.: п

С = п • С. ,

п под 1п'

где ппод — число плоских гибких подогревателей, идущих на обустройство ре-зервуарного парка НПС «Ухта-1», ппод = = 1776; С1п — стоимость одного подогревателя, тыс. руб., С1п = 18 тыс. руб.

Сп = 1776 • 18 = 31 968 тыс. руб.

Стоимость теплоизоляторов, Ст, тыс.

руб.: т

Ст = С,- Б • N

Т 1т тепл рез

где С1т — стоимость единицы площади теплоизолятора, тыс. руб./м2, С1т = = 0,22 тыс. руб.; Бтепл — площадь оборудования теплоизолятором одного резервуара номинальным объемом 20 000 м3, м2, Б = 1797,78 м2.

тепл

Ст = 0,22 • 1797,78 • 6 = 2373,07 тыс. руб. Капитальные вложения, К, тыс. руб.: К = С + С + С + С + С,

п т мп мт дт'

где Смп — стоимость монтажа подогревателей, тыс. руб; С — стоимость монтажа

7 1 7 мт

теплоизолятора, тыс. руб; Сдт — стоимость демонтажа теплоизолятора, тыс. руб. Стоимость монтажа, С , тыс. руб.:

7 мп'

С = С.  Э  N ,

мп 1мп под рез'

где С1мп — стоимость монтажа единицы площади подогревателя, тыс. руб./м2, С1мп = 0,08 тыс. руб./м2;

Смп = 0,08  3181,85  6 = 1527,29 тыс. руб.,

Стоимость монтажа теплоизолятора ^ тыс. руб.:

С = С,  Э  N ,

мт 1мт тепл рез'

где С1мт — стоимость монтажа единицы площади теплоизолятора, тыс. руб./м2, С1мт = 0,04 тыс. руб./м2; Этепл — площадь части резервуара, оборудованной тепло-изолятором, м2, Этепл = 1791,78 м2

Смт = 0,04  1791,78  6 = 431,47 тыс. руб.

Стоимость демонтажа теплоизолятора, Сдт, тыс. руб.:

С = С  Э  N ,

дт 1дт ст.т рез'

где С1дт—стоимость монтажа единицы площади теплоизолятора, тыс. руб./м2, С1дт = = 0,02 тыс. руб./м2; Эстт — площадь части резервуара, оборудованной старым теплоизолятором, м2, Эстт = 34889,47 м2

Сдт = 0,02  34 889,47  6 = 418,61 тыс. руб.

С учетом рассчитанных выше затрат капитальные вложения К, тыс. руб.:

К = 31 968 + 2373,07 + 1527,29 + 431,47 + 418,61 = 36 718,44 тыс. руб.

Налог на имущество, "И,, тыс. руб.: "и, = (СНи АОО)  (С + ^ где СН — ставка налога на имущество,

% Сни = 2,2%

Налогооблагаемая прибыль ПН0,, тыс. руб.:

ПН0, = ПП, — "И,

Налог на прибыль, НП, тыс. руб.:

Нп, = (СНп/100)  ПН0,

где СН — ставка налога на прибыль, %,

СНп = 20%.

Чистая прибыль предприятия, ЧП., тыс. руб.:

ЧП = ПН0, — НП,

Чистый доход, ЧД., тыс. руб.:

ЧД. = ЧП. — К. + А.,

Чистый дисконтированный доход, ЧДД, тыс. руб.:

ЧДД . = ЧД  КД, где КД. — коэффициент дисконта.

Дисконтированные капитальные вложения, ДK.¡, тыс. руб.:

' ДK = K  КД.

Индекс доходности, I, тыс. руб.:

п

I=--

Ь АК

(=1

Срок окупаемости капитальных вложений показывает число лет, в течении которых капитальные вложения окупаются за счет ежегодно получаемых доходов.

Срок окупаемости, То, лет: Т = п + (ЧДД /ДК ),

о отр 4 ""пол ' " пол7'

где потр — число лет, в которых ЧДД отрицателен; ЧДДпол — первый положительный ЧДД за исследуемые года, тыс. руб; ДКпол — дисконтированные капитальные вложения за год, в котором наблюдается первый положительный ЧДД за исследуемые года, тыс. руб.

Результаты расчетов эксплуатационной эффективности (табл. 4), предложенной в работе, технологической схемы подогрева резервуарного парка на НПС «Ухта-1» показывают: срок окупаемости — 8 месяцев; индекс доходности — 6,03 руб./руб.; чистый дисконтированный доход от 25 241,36 до 56 321,46 тыс. руб.; капитальные вложения 36 718,44 тыс. руб.

Заключение

Произведен анализ существующих на сегодняшний день методов очистки ре-

зервуаров от донных отложений (рис. 1). Произведен обзор современных методов подогрева резервуаров (табл. 3).

Благодаря оснащению плоскими гибкими электрическими нагревателями шести резервуаров номинальным объемом 20 000 м3 резервуарного парка НПС «Ухта-1» происходит уменьшение па-рафинизации, увеличивается срок меж-

ду очистными работами, что обеспечивает снижение эксплуатационных затрат.

Оснащение резервуарного парка НПС «Ухта-1» плоскими гибкими электрическими нагревателями требует капитальных вложений на сумму 36,7 млн руб., а срок окупаемости проекта составит около 8 месяцев.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». — 2006. — № 1. — С. 94—102.

2. Левитин Р. Е. и др. Способ поддержания рабочего объема вертикальных стальных резервуаров // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. — 2014. — № 3. — С. 43—46.

3. Гималетдинов Г. М., Сатарова Д. М. Способы очистки и предотвращения накопления донных отложений в резервуарах // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». — 2006. — № 1. URL: http://ogbus.ru/authors/Gimaletdinov/Gimaletdinov_1.pdf.

4. Проблемы, возникающие при очистке нефтяных резервуаров: эффективное решение. Опыт компании КМТ International Inc., США // Нефтегазовые технологии. — 2012. — № 1. — С. 87—91.

5. Коноплев В. Н. Научные основы проектирования автотранспортных средств, работающих на газомоторных топливах. — 2006. — С. 28, 49.

6. СНиП 23-01-99* Строительная климатология. Введен 2000.01.01. — М., 2000. — С. 35— 39. http://www.tgi-group.rU/upload/information_system_18/2/3/5/item_235/information_ items_property_118.pdf.

7. Рогачев М. К., Кондрашева Н. К. Реология нефти и нефтепродуктов. — Уфа: УГНТУ, 2000. — 89 с. http://www.twirpx.com/file/195681/.

8. РД 153-39.4-078-01. Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз. Введен 2000.06.10. — М., 2001. — С. 42. https://znaytovar.ru/ gost/2/RD_15339407801_Pravila_texnich.html.

9. Краснов А. В. Садыкова З.Х. и др. Статистика чрезвычайных происшествий на объектах нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности за 2007—2016 г. // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». — 2017. — № 6. — С. 179—191. URL: http:// ogbus.ru/article/statistika-chrezvychajnyx-proisshestvij-na-obektax-neftepererabatyvayushhej-i-nefteximicheskoj-promyshlennosti-za-2007—2016-gg-statistics-of-emergency-accidents-in-the-refining-and-petrochemical/.

10. Nancy E., Lauer James, Hower C., Ross K. and oth. Environmental Science & Technology. 2015. V. 10. http://pubs.acs.org/journal/esthag.

11. Verichev S. N., Mishakin V. V., Nuzhdin N. A., Razov E. N. Experimental study of abrasive wear of structural materials under the high hydrostatic pressure // Ocean Engineering. 2015. Vol. 99. http://www.sciencedirect.com/science/journal/00298018/99.

12. Baragetti Sergio. Innovative structural solution for heavy loaded vibrating screens // Miner. Eng. 2015. Vol. 84. https://www.sciencedirect.com/science/journal/08926875/84. ü^

КОРОТКО ОБ АВТОРАХ

Мельников Захар Георгиевич1 — студент, Коноплев Владимир Николаевич1 — доктор технических наук, профессор, доцент, e-mail: konopl-v@mail.ru, 1 Российский университет дружбы народов, Инженерная академия.

ISSN 0236-1493. Gornyy informatsionno-analiticheskiy byulleten'. 2018. No. 3, pp. 148-158.

Z.G. Melnikov, V.N. Konoplev

PRESERVING STABILITY OF PRODUCED OIL PROPERTIES DURING TRANSPORT BY REMOVAL OF BOTTOM SEDIMENTS USING FLAT FLEXIBLE ELECTRICAL HEATERS AS THE METHOD OF OIL PROCESSING

In recent years in Russian oil production, percentage of high-viscosity and high-wax oil is noticeably increasing. Production, transport and storage of such oil is a complex problem both in terms of technology and equipment. One of the basic issues connected with the oil storage is high-rate formation of asphalt-resin-wax sediments on the bottoms of storage tanks and instability of properties of produced oil. Oil waxing drops due to wax precipitation.

It is proposed to clean oil storage tanks from bottom sediments, with preserving properties of high-wax oil, using natural convection flux of heated oil. In this connection, the details of high-wax oil storage are discussed and the structure of the current systems and methods of cleaning oil storage tanks is presented.

The available methods of heating tanks for combating bottom sedimentation are analyzed. The comparative characteristic is given to the heating methods using heat carriers in the form of steam or electric power, and the installation layout on the bottom and walls of a tank is presented.

The article reports preliminary calculation results on efficiency criteria of the heating flowsheet for oil reservoir tanks at Ukhta-1 pump station.

Key words: high-viscosity oil, high-wax oil storage tanks, waxing, bottom sediments, flat flexible electrical heaters, oil processing, oil stability preservation.

DOI: 10.25018/0236-1493-2018-3-0-148-158

AUTHORS Melnikov Z.G.1, Student,

Konoplev V.N1, Doctor of Technical Sciences, Professor, Assistant Professor, e-mail: konopl-v@mail.ru, Peoples' Friendship University of Russia (RUDN University), Engineering Academy, 117198, Moscow, Russia.

REFERENCES

1. Elektronnyy nauchnyy zhurnal «Neftegazovoe delo». 2006, no 1, pp. 94—102.

2. Levitin R. E. Oborudovanie i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa. 2014, no 3, pp. 43—46.

3. Gimaletdinov G. M., Satarova D. M. Elektronnyy nauchnyy zhurnal «Neftegazovoe delo». 2006, no 1, available at: http://ogbus.ru/authors/Gimaletdinov/Gimaletdinov_1.pdf.

4. Neftegazovye tekhnologii. 2012, no 1, pp. 87—91.

5. Konoplev V. N. Nauchnye osnovy proektirovaniya avtotransportnykh sredstv, rabotayushchikh na gazomotornykh toplivakh (Scientific foundations for the design of vehicles operating on gas-powered fuels), 2006, pp. 28, 49.

6. Stroitel'naya klimatologiya. SNiP 23-01-99* (Construction climatology. Construction norms and regulations SNiP 23-01-99*), Moscow, 2000, pp. 35—39, available athttp://www.tgi-group.ru/upload/ information_system_18/2/3/5/item_235/information_items_property_118.pdf.

7. Rogachev M. K., Kondrasheva N. K. Reologiya neftiinefteproduktov(Rheology of oil and oil products), Ufa, UGNTU, 2000. 89 p, available at: http://www.twirpx.com/file/195681/.

8. Pravila tekhnicheskoy ekspluatatsii rezervuarov magistral'nykh nefteprovodov i neftebaz. RD 153-39.4-078-01 (Rules of technical operation of the oil trunk pipelines and tank farms. RD 153-39.4078-01), Moscow, 2001, pp. 42, available at: https://znaytovar.ru/gosty2/RD_15339407801_Pravi-la texnich.html.

9. Krasnov A. V. Sadykova Z. Kh. Elektronnyy nauchnyy zhurnal «Neftegazovoe delo». 2017, no 6, pp. 179—191, available at: http://ogbus.ru/article/statistika-chrezvychajnyx-proisshestvij-na-obektax-neftepererabatyvayushhej-i-nefteximicheskoj-promyshlennosti-za-2007—2016-gg-statistics-of-emer-gency-accidents-in-the-refining-and-petrochemical/.

10. Nancy E., Lauer James, Hower C., Ross K. Environmental Science & Technology. 2015. Vol. 10, available at: http://pubs.acs.org/journal/esthag.

11. Verichev S. N., Mishakin V. V., Nuzhdin N. A., Razov E. N. Experimental study of abrasive wear of structural materials under the high hydrostatic pressure. Ocean Engineering. 2015. Vol. 99, available at: http://www.sciencedirect.com/science/journal/00298018/99.

12. Baragetti Sergio. Innovative structural solution for heavy loaded vibrating screens. Miner. Eng. 2015. Vol. 84, available at: https://www.sciencedirect.com/science/journal/08926875/84.

FIGURES

Fig. 1. Methods of dealing with sediments.

Fig. 2. Arrangement of the heaters: On the bottom of the tank (a): 1 — bottom; 2 — heaters; On the wall of the tank (b): 1 — wall; 2 — top; 3 — heaters; 4 — heat insulator.

Fig. 3. Scheme arising of natural convection flow of heated oil: 1 — bottom of the tank; 2 — wall of the tank; 3 — flexible electrical heaters; 4 — porous foil-coated heat insulator; 5 — oil stored in the tank; 6 — direction of oil flow heated at the tank bottom and wall; 7 — direction of cooler oil flow by gravity.

TABLES

Table 1. Comparative characteristics of methods of heating the reservoir where work acts as a coolant steam or electricity.

Table 2. The main methods of cleaning tanks.

Table 3. Review of modern methods of heating the reservoirs.

Table 4. The results of calculations of economic efficiency of introduction proposed in the work of the technological scheme of heating of the tank farm at oil pumping station «Ukhta-1».

Table 5. One of the possible sets of performance indicators that are generated depending on the level of the hierarchy.

A

РУКОПИСИ, ДЕПОНИРОВАННЫЕ В ИЗДАТЕЛЬСТВЕ «ГОРНАЯ КНИГА»

ЭНЕРГЕТИКА И ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ ГОРНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

(№ 1113/03-18 от 19.12.2017; 13 с.) Злобин Денис Андреевич — студент, e-mail: denis_zlobin_1994@mail.ru, МГИ НИТУ «МИСиС».

Рассмотрены вопросы, связанные с методами расчетов электрических сетей. Основной задачей явился выбор оптимального метода для расчета электрической сети, в том числе токов короткого замыкания, знание которых необходимо для выбора электрооборудования.

Ключевые слова: электрическая сеть, короткое замыкание, перегрузка, нелинейные уравнения, узловое напряжение, переходный процесс.

ENERGY AND ENERGY EFFICIENCY MINING INDUSTRY

Zlobin D.A., Student, e-mail: denis_zlobin_1994@mail.ru,

Mining Institute, National University of Science and Technology «MISiS»,

119049, Moscow, Russia.

The issues associated with the methods of calculation of electrical networks. The main task was the selection of an optimal method for calculation of electric network, including short-circuit currents, which are necessary for selection of electrical equipment.

Key words: electric network, short circuit, overload, nonlinear equations, node voltage transition.