Территория Нефтегаз № 9 2015

В соответствии с требованиями НТД норма ввода одоранта в природный газ составляет 16 мг/м3. При пониженном содержании одоранта в газе резко снижается безопасность эксплуатации газораспределительной сети и газового оборудования из-за невозможности своевременного обнаружения утечек. Повышенное содержание одоранта приводит к росту количества ложных вызовов газовых служб населением, увеличению токсичности природного газа и продуктов его сгорания, повышенной коррозии оборудования и трубопроводов, а также к увеличению затрат, связанных с перерасходом одоранта.

Представлены результаты работы, направленной на повышение качества центробежно-объемно-армированного асимметричного косозубого вооружения шарошечного бурового инструмента. На основе анализа процесса центробежного объемного армирования было установлено, что основными технологическими параметрами, определяющими качество центробежно-объемно-армированного вооружения, являются: частота вращения центробежной машины; температура предварительного нагрева керамической формы; температура расплавленной стали; количество и качество твердого сплава. Также было установлено, что данные технологические параметры зависят как от особенностей конструкций вооружения бурового инструмента, так и от схем процесса центробежного объемного армирования. Одним из основных требований, предъявляемых к качеству центробежно-объемно-армированного вооружения, является обеспечение равномерного распределения частиц твердого сплава с заданной концентрацией по всей ширине зубчатых элементов всех венцов вооружения шарошечного бурового инструмента. В связи с этим на основе математического моделирования процесса центробежного объемного армирования были определены конструкторско-технологические параметры, позволяющие управлять процессом с точки зрения получения требуемой геометрии армированной зоны внутри зубчатых элементов вооружения. На основе экспериментальных исследований было установлено, что увеличение частоты вращения центробежной машины,так же как и уменьшение угла наклона основных боковых поверхностей зубьев по отношению к горизонтальной плоскости, способствует движению частиц армирующего компонента вверх, а уменьшение частоты вращения центробежной машины, так же как и увеличение угла наклона, способствует движению частиц армирующего компонента вниз. Влияние угла асимметрии на геометрию армированной зоны не столь значительно и имеет обратную тенденцию. Таким образом, проведенные теоретические и экспериментальные исследования позволили установить зависимость взаимовлияния частоты вращения центробежной машины, угла наклона зубчатых элементов вооружения к горизонтальной плоскости и угла асимметрии зубчатых элементов в процессе центробежного объемного армирования на равномерность распределения армирующего компонента по ширине зубчатого центробежно-объемно-армированного косозубого вооружения.

Термин хардбандинг, или защитная наплавка замков бурильной трубы, уже прочно вошел в перечень обязательных требований, предъявляемых к буровому инструменту. В данной статье мы постараемся раскрыть основные требования, предъявляемые к современным наплавочным материалам, применяемым для хардбандинга, на примере наплавочных порошковых проволок OTW-12Ti и OTW-13CF производства компании Castolin Eutectic.

Одним из приоритетных направлений по интенсификации эксплуатационных работ на нефть на территории Ромашкинского месторождения в Урало-Поволжье является строительство наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием. Однако при бурении скважин остаются нерешенными вопросы по осложнениям, связанных с неустойчивым состоянием глинистых пород. Формирование ствола при строительстве глубин скважин обусловлено процессами и явлениями, происходящими в гидравлически связанной системе «скважина – пласт».
В такой системе на устойчивость стенок скважин существенное влияние оказывает характер физико-химического взаимодействия бурового раствора с горной породой.
Промышленно-нефтеносным объектом месторождения являются терригенные отложения девона, покрышки которых представлены кыновскими аргиллитами. В статье приведены факторы, влияющие на разупрочнение кыновских аргиллитов: механические, приводящие к угрозе обрушения целого пласта при недостаточном противодавлении; эрозионные, происходящие от физического воздействия промывочной жидкости и работы долота. Рассматривается новый эффективный подход к выбору буровых растворов, применяемых для бурения высокоглинистых горных пород – пластификация, ингибирование в два этапа: капсулирование ингибиторами-гидрофобизаторами, при котором идет заполнение микротрещин, оставшихся после уплотнения; упрочнение ингибиторами-гелями, при котором идет сшивание структуры горной породы с основным кальциевым и натриевым связующими.
Приводится методика определения продольного набухания глин в динамическом режиме и первые результаты исследований пластифицирующего высокоингибированного бурового раствора АГНИ, разработанного в Альметьевском государственном нефтяном институте, с целью определения его комплексного воздействия на разупрочненные глинистые породы. Нетрадиционный подход к решению вопросов сохранения устойчивости при бурении разупрочненных горных пород подтвержден положительными результатами исследований. Раствор рекомендован к применению при вскрытии склонных к эрозии и обрушению, истощенных горных пород.

Разработанные в ООО «Газпром трансгаз Уфа» «Система управления надежностью работы оборудования» (СУНРО) и стандарт предприятия, регламентирующий необходимость и достаточность обеспечения определенной номенклатуры материально-технических ресурсов (МТР), позволили перевести на новый уровень организацию работ по техническому обслуживанию (ТО) и текущему ремонту (ТР) газораспределительных станций (ГРС). Главной целью СУНРО является достижение максимально эффективного использования выделяемых ресурсов для повышения надежности работы оборудования при выполнении работ по техническому обслуживанию и ремонту. На основе комплексной оценки технического состояния оборудования, производственных целевых программ и регламентов ТО и ТР в рамках выделенных лимитов затрат выполняется пообъектное планирование. В процессе выполнения работ контролируется целевое использование МТР. По результатам работ проводится план-фактический анализ и оценивается эффективность выполненных мероприятий. Для качественного планирования мероприятий в СУНРО реализована функция учета и контроля технического состояния оборудования с комплексной оценкой при планировании мероприятий ТО и ТР. Ежегодное планирование мероприятий ТО и ТР по каждому объекту в системе выполняется в строгом соответствии с регламентами, техническим состоянием оборудования, а также с целевыми производственными программами. По каждому объекту загружаются электронные образы дефектной ведомости и актов обследования, указывается плановая стоимость работ и номенклатурный перечень оборудования и материалов, которые потребуются для проведения ремонтов. Формируются плановые затраты по мероприятиям, выполняемым как подрядными организациями, так и собственными подразделениями. Планирование ведется строго в рамках установленных лимитов. Для проведения заявочной кампании формируются заявки и сводно-заказные спецификации на поставку материалов и оборудования. Для эффективного использования СУНРО как инструмента комплексного планирования в ООО «Газпром трансгаз Уфа» разработан стандарт организации. Нормы расхода МТР, определенные данным стандартом, предназначены для планирования закупок и контроля расхода материальных ресурсов при проведении на оборудовании ГРС Общества плановых и неплановых ТО и ТР. Выбранный ООО «Газпром трансгаз Уфа» подход к организации работ по техническому обслуживанию и текущему ремонту позволит повысить надежность и снизить риски эксплуатации объектов газотранспортной системы, а также обеспечить эффективность и безопасность работы ГРС, в т.ч. работающих на периодической и централизованной формах обслуживания.

Основным оборудованием в системе газоснабжения являются газораспределительные системы (ГРС), разработанные в основном по энергозатратной технологии. Данная статья посвящена разработке энергосберегающей технологии для газораспределительных систем путем замены существующей системы редуцирования газа на установку турбодетандерного агрегата на газораспределительной станции. Рассмотрены технологические процессы, технические характеристики, устройство, особенности конструкции, вопросы контроля режимов работы и эксплуатации ГРС. На основе данных, полученных в результате анализа технологической части проекта, разработана модернизированная система использования энергии редуцирования газа на ГРС с помощью утилизационной турбодетандерной установки. Результатом конструктивных расчетов являются термогазодинамические и технические характеристики, а также геометрические размеры турбодетандерной установки с противодавлением, устанавливаемой параллельно линии редуцирования газа газораспределительной станции как резервной линии. Такое решение является технически рациональным, что позволит проводить ремонтно-профилактические работы согласно графику для обеспечения нормальной, надежной и безопасной работы турбодетандерной установки. Исходя из поставленной задачи по разработке турбодетандерного агрегата для внедрения на ГРС «Апрелевка» (Московская обл.) по полученным результатам проведенный экономический расчет показывает, что при выработке электроэнергии с приводом от турбодетандерного агрегата и применением врезки под давлением срок окупаемости составит 6 лет, чистый дисконтированный доход за период эксплуатации (20 лет) составит 174 млн руб. При применении технологии врезки под давлением устраняется выброс природного газа при проведении реконструкционных работ.

Одной из важнейших составляющих качественного производства строительно-монтажных работ для любого промышленного объекта является правильный инжиниринг. Иными словами, от скоординированности процесса создания объекта (с разработки ПСД до приемо-сдаточных испытаний) в значительной степени зависит его успешный ввод в эксплуатацию.

ООО НПП «Агрегат» разрабатывает и изготавливает автоматические регуляторы давления газа (РДП): прямоточные, поршневого типа, от Ду25 до Ду150, на расходы от 1 нм3/час до 250 тыс. нм3/час. Регуляторы предназначены для редуцирования природного и других инертных газов высокого входного давления (до 14,0 МПа), работающих без использования постороннего источника энергии.

Газовая промышленность является важной отраслью топливно-энергетического комплекса РФ, от которого зависит благосостояние страны в целом. На территории России построена и непрерывно функционирует разветвленная сеть магистральных и распределительных газопроводов с объектами транспорта, хранения и распределения газа. К объектам распределения относятся газораспределительные станции (ГРС), предназначенные для подачи газа населенным пунктам, промышленным предприятиям и другим потребителям в заданном объеме с определенным давлением, необходимой степенью очистки, одоризации и учетом количества газа. Одной из приоритетных задач ПАО «Газпром» является совершенствование технологии реализации и использования газа, которая напрямую связана с энергоресурсосбережением. Целью работы являлось повышение роли газораспределительных станций при реализации ресурсосберегающих технологий в магистральном транспорте газа за счет анализа и выбора приоритетных способов, применяемых на ГРС и с использованием ГРС при выработке газа на потребителя. В работе на основе проведенного анализа существующих ГРС ПАО «Газпром», эксплуатируемых в системе газораспределения, показано, что они имеют большую наработку, при этом имеется потенциал реализации ресурсосберегающих мероприятий на ГРС и с их помощью при проведении ремонтных работ на линейных участках магистральных газопроводов. Произведен анализ ГРС ООО «Газпром трансгаз Уфа» по приоритету возможного оснащения детандер- генераторными агрегатами (ДГА) для выработки электроэнергии. Получена математическая модель, позволяющая по температуре подогрева газа перед детандером и производительности определять мощность ДГА. Возможна интеграция полученной модели в систему автоматики ГРС, оснащенной ДГА.

В настоящее время растет объем применения ультразвукового метода контроля с фазированными решетками и метода TOFD. Одним из вопросов, возникающих при применении вышеуказанных методов, является подготовка квалифицированного персонала для работы с этим оборудованием. Получение начального опыта работы на рабочем месте с вышеописанными методами в силу их небольшой распространенности и отсутствия специалистов, имеющих опыт применения такого оборудования, является очень трудной задачей. Поэтому столь важной становится подготовка квалифицированного персонала для использования этих методов.

Научно-производственное предприятие «ГКС» было создано в 2006 г. в городе Казани на базе технопарка «Идея». За девять лет развития компания превратилась в крупное инжиниринговое предприятие со штатом более 350 человек, с офисными и производственными помещениями общей площадью 12 тыс. м2. В настоящее время НПП «ГКС» – один из крупнейших в России инжиниринговых центров полного цикла с уникальной компетенцией и опытом создания высокотехнологичных и инновационных решений для предприятий нефтегазовой, нефтехимической и других отраслей промышленности.

Ультразвуковой контроль (УЗК) – это основной метод, использующийся при диагностике различных объектов для выявления внутренних дефектов и измерения остаточных толщин. Но традиционные средства УЗК имеют ряд недостатков. Например, значительное время уходит на механическое сканирование объекта, при этом результаты контроля недостаточно информативны и не документируются. Устранить эти недостатки позволяют дефектоскопы OmniScan MX и MX2 с технологий фазированных решеток (ФР). ООО «ТехКон» является одним из поставщиков данного оборудования на российском рынке. Осуществляя постоянную техническую поддержку заказчиков и сотрудничая с некоторыми НИИ, мы накопили большой опыт применения ФР для решения различных задач.

Разработана методика, на основе которой можно гармонизировать нормативную документацию по назначению метода ремонта и определению количества труб, подлежащих замене, при производстве капитального ремонта. В методике изложены математические модели для расчета количества труб, подлежащих замене. Предлагается для газопроводов,на которых проводится внутритрубное техническое диагностирование, выполнить расчет количества труб, подлежащих замене по условиям прочности, трудоемкости шлифовальных работ и по данным о вероятности обнаружения дефектов. Если газопровод подвержен стресс-коррозионному растрескиванию под напряжением, то необходимо также учесть наличие стресс-коррозионных трещин с размерами, по глубине не превышающими порог чувствительности внутритрубного дефектоскопа. Перед проведением расчетов размеры дефектов должны корректироваться с учетом систематической и среднеквадратической погрешностей измерения, которые определяются по результатам внутритрубного технического диагностирования и неразрушающего контроля в шурфах, выполняемого при предремонтном обосновании. Для газопроводов, не удовлетворяющих требованиям контролепригодности по внутритрубному техническому диагностированию, количество труб, подлежащих замене, оценивается по эмпирической модели, основанной на корреляции между протяженностью поврежденного защитного покрытия и дефектными трубами. Если установлено, что газопровод подвержен стресс-коррозионному растрескиванию под напряжением, то в этом случае количество труб со стресс-коррозионными трещинами устанавливается по статистическим данным о плотности труб с стресс-коррозионными трещинами на 1 км. Корректировка количества труб, подлежащих замене, осуществляется по средней поврежденности дефектных труб. Для этого по результатам коррозионных обследований с использованием эмпирических моделей определяется показатель технического состояния и количество дефектных труб, по значениям которых вычисляется средняя поврежденность дефектных труб. А по результатам неразрушающего контроля в шурфах определяется фактическая средняя поврежденность дефектных труб. И количество труб, подлежащих замене, корректируется пропорционально отношению фактической средней поврежденности дефектных труб к средней поврежденности дефектных труб, установленной по результатам коррозионных обследований.

В процессе эксплуатации металлических конструкций (газопроводов) в результате воздействия на них различных внешних факторов в их металле могут происходить разнообразные изменения. Эти изменения могут оказать существенное влияние на механические характеристики металла и, как следствие, на эксплуатационную надежность самих конструкций. Учитывая актуальность данной проблемы, в статье представлен новый разработанный способ оперативной неразрушающей оценки технического состояния металла различных конструкций. Суть данного способа заключается в получении выборки значений микротвердости металла (около 100 значений) исследуемой зоны конструкции и сравнении ее с выборкой значений микротвердости того же металла, но находящегося в исходном состоянии. В результате проведенных исследований были установлены критерии, согласно которым при сравнении распределений значений микротвердости появляется возможность качественно оценить протекание в металле таких процессов, как повышение плотности дислокаций, образование микротрещин и старение. В случае повышения плотности дислокаций в металле в распределении значений микротвердости появляется массив более высоких значений микротвердости относительно исходного распределения. При образовании в металле микротрещин в случае попадания в них индентора в распределении микротвердости будут наблюдаться единичные провалы значений. Старение металла приводит к появлению массива значений микротвердости более низких, чем минимальное значение микротвердости в исходном распределении. Установленные критерии были получены на различных типах сталей и подтверждены проведением электронно-микроскопических исследований, что позволило сделать вывод об универсальности и достоверности разработанного способа.

В качестве одной из основных проблем, возникающих при добыче газа на крупнейших месторождениях Западной Сибири, вступающих в завершающий этап разработки, можно отметить значительное уменьшение пластового давления и, как следствие, обводнение призабойной зоны добывающих скважин пластовой водой. Это вызывает уменьшение дебита газовой скважины и может привести к ее самозадавливанию. Скопление же жидкости в шлейфах в зимний период вызывает образование ледяных пробок и резкое увеличение сопротивления шлейфа. Наиболее распространенным методом удаления жидкости из скважин и шлейфов на сегодняшний день является продувка скважин, шлейфов и коллекторов на факел. Это приводит к неоправданно высоким потерям газа, ухудшению экономических и экологических показателей промысла. Экспериментальное исследование куста газовых скважин «Газпром добыча Уренгой» показало характер изменения основных технологических параметров скважины и шлейфа при возникновении обводненности. На базе этих исследований предложена автоматическая система удаления жидкости и ледяных пробок, которая обеспечивает раннее диагностирование накопления жидкости в какой-либо точке газосборной сети или на забоях скважин. Диагностирование осуществляется на основе непрерывного мониторинга перепада давления между устьем скважины и кустовым коллектором, кустовым коллектором и зданиями переключающей арматуры (ЗПА), а также между контрольными точками коллектора. Последующее удаление жидкости производится системой автоматически и лишь с тех участков, где это необходимо, без нарушения технологического режима работы промысла. Система позволяет удалять жидкость с забоев самозадавливающихся скважин и исключает вероятность того, что жидкость останется в скважине. Тем самым решается задача обеспечения бесперебойной работы промысла до определенных проектом значений устьевых давлений без изменения технологии добычи. Происходит повышение надежности эксплуатации промысла.

В настоящее время существует множество расчетных методов определения состава и свойств нефтегазовой смеси в условиях пласта. Используемые методы основаны на корреляционных соотношениях между составом и свойствами углеводородных систем. Полученные корреляционные модели позволяют определить динамику свойств добываемой нефти в зависимости от давления и температуры, а также установить физические параметры газонефтяной смеси и составы получаемых фаз в условиях, моделирующих промысловую систему сбора, подготовки и транспортирования продукции скважин. В этой связи удобными инструментами могут стать методы моделирования, которые используются в хемометрике: нейронные сети, метод главных компонент и т.п. Такие методы позволяют получать интегральную информацию об исследуемых объектах, выделяя наиболее значимые переменные и отбрасывая ненужную информацию в виде шума. Использование хемометрических методов моделирования позволяет намного ускорить и упростить этап математического моделирования состава и свойств углеводородных систем. В настоящей работе предложен способ прогнозирования физико-химических свойств пластовых флюидов путем построения регрессионных моделей на основе хемометрических методов моделирования многомерных данных – метода главных компонент (МГК) и проекций на латентные структуры (PLS). В работе исследовали физико-химические свойства и компонентный состав пластовых нефтей месторождений ПАО «АНК «Башнефть». Предложен способ прогнозирования физико-химических свойств исследуемых образцов пластовой нефти по известному компонентному составу с использованием методов МГК и PLS. Проведено сравнение результа- тов прогнозирования физико-химических параметров пластовой нефти при использовании PLS-модели и расчетных способов на основе уравнения Пенга – Робинсона. Показана возможность прогнозирования объемного коэффициента и плотности исследуемых образцов пластовой нефти с использованием метода PLS с ошибкой не более 3%.

Транспортируемые по нефтепромысловым трубопроводам, колоннам насосно-компрессорных и бурильных труб с внутренним защитным покрытием разнообразные жидкие среды содержат значительное количество механических примесей, что вызывает интенсивный гидроабразивный износ материала покрытия. Вследствие этого значительно уменьшается толщина покрытия и, как результат этого, нарушается его работоспособность. Поэтому одним из основных требований, предъявляемых к внутреннему полимерному покрытию труб нефтяного сортамента, является сопротивление покрытия разрушению при воздействии абразивосодержащего потока жидкости. Показателем сопротивления покрытия разрушению в этих условиях является скорость уменьшения толщины покрытия. Для объективного моделирования процесса гидроабразивного изнашивания материалов полимерных покрытий при периодических испытаниях в лабораторных условиях и объективной оценки численного значения скорости изменения толщины покрытия в этих условиях важно понять механизм процесса гидроабразивного изнашивания материала внутреннего покрытия трубной продукции в реальных условиях и степень влияния различных эксплуатационных факторов на интенсивность этого процесса. Приведенные в статье результаты теоретических и экспериментальных исследований механизма гидроабразивного изнашивания материалов полимерных покрытий в зависимости от их прочностных и деформационных характеристик, скорости потока жидкости, угла его атаки по отношения к покрытию, концентрации механических примесей убедительно свидетельствуют о недопустимости использования установки Taber Abraser и подобных ей для контроля сопротивления материалов полимерных покрытий гидроабразивному износу. При испытаниях на установке Taber Abraser моделируется абразивный механизм изнашивания материалов в условиях скольжения закрепленным абразивом, принципиально отличающийся от механизма их гидроабразивного изнашивания. Различие в механизме разрушения материалов в условиях абразивного и гидроабразивного износа вызывает существенное различие в комплексе свойств, определяющих их сопротивление указанным видам износа.

Перед анализом рассматриваемого СТО ВНИИСТ и обоснованием недопустимости его применения автор статьи обращает внимание разработчиков подобных требований на следующее: 1. Недопустимо разрабатывать нормативные документы, определяющие технические требования к наружному или внутреннему полимерному покрытию стальной трубы, исключив из этого документа требования к самой трубе. Стальная труба с полимерным покрытием представляет собой единую многослойную цилиндрическую оболочку, состоящую из стальной сердцевины, обеспечивающей требуемую прочность и жесткость трубы, и полимерного слоя на ее поверхности, определяющего требуемое качество этой поверхности, т.е. физико-химические и механические свойства поверхностного слоя и микрогеометрию поверхности. Потребитель получает от производителя трубу с внутренним покрытием, а не отдельно покрытие для трубы. Поэтому необходимо разрабатывать технические требования к стальной трубе с полимерным покрытием. Эти требования должны содержать необходимые потребительские свойства стальной трубы и ее полимерного покрытия,показатели этих свойств и нормы на показатели, обеспечивающие способность трубы с полимерным покрытием выполнять свое назначение, т.е. требуемые функции в заданных условиях применения в течение нормированного срока службы с заданной надежностью, безопасностью и технологичностью. Надежность, безопасность и технологичность трубы с полимерным покрытием должны выражаться в технических требованиях не общими фразами, а конкретными показателями и нормами на них, обуславливаемыми аналогичными показателями и нормами для нефтепромыслового трубопровода из элементов с полимерными покрытиями. 2. Выполнение внутренним покрытием стальных элементов нефтепромысловых трубопроводов только функции защиты стали от электрохимической коррозии является недостаточным для покрытий этих элементов. Не менее важными функциями покрытия указанного назначения являются: предотвращение образования значительных твердых отложений асфальтосмолопарафинов и минеральных солей на внутренней поверхности трубопровода, значительно сужающих его рабочее сечение и, как результат этого, существенно повышающих энергозатраты на транспортирование продукции скважин; защита трубопровода от гидроабразивного износа, вызываемого потоком жидкости, содержащей значительное количество твердых механических примесей, и ряд других функций. Все вышесказанное характерно для СТО ВНИИСТ 7.2-312-0.005-2014 «Покрытия лакокрасочные для антикоррозионной защиты внутренней поверхности труб и соединительных деталей нефтепромысловых трубопроводов. Технические требования», что обуславливает недопустимость его применения при периодических испытаниях указанных покрытий.

«Внимание к деталям – от идеи до воплощения» – под таким бессменным девизом коллектив компании «ЭНЕРГАЗ» трудится вот уже восемь лет. За этими словами – профессиональный труд сплоченной инженерной команды по достижению конкретных производственных результатов.

Компания ООО «Агат» работает на рынке электронных компонентов и авиационного технического имущества (АТИ) с 2004 г. Поставщиками и покупателями ООО «Агат» являются такие крупные компании, как НПО «Энергомаш» им. академика В.П. Глушко», ОАО «55 Арсенал», ОАО «Стар», ОАО «Кузнецов», ОАО «РСК «МИГ», Казанский вертолетный завод, Московский вертолетный завод им. М.Л. Миля.

Обустройство нефтяных и газовых месторождений требует сооружения различных трубопроводов (водопроводов,газопроводов и нефтепроводов) подземной прокладкой. При эксплуатации трубопроводов в мерзлых грунтах про- исходит теплообмен между ними и образование талой зоны, что приводит к деформации трубопроводов. Условия строительства и эксплуатации трубопроводов существенно связаны с их температурным режимом. В связи с этим необходимо знать закономерности формирования ореолов протаивания вокруг трубопроводов. В статье рассмотрены проблемы, связанные с устройством трубопроводов в вечномерзлых грунтах. Имеются способы ограничения экологических нарушений при сооружении и эксплуатации трубопроводов [2, 4, 5]. Эффективность каждого из них определяется на основе расчетов тепло- и массопереноса в природной среде, которые позволяют прогнозировать осадку и пучение грунтов, а следовательно, и возникающие при этом деформации трубопроводов. Один из способов ограничения теплового воздействия трубопровода на мерзлый грунт – применение теплоизоляции. Для поддержания необходимых параметров технологических сред в трубопроводах их покрывают тепловой изоляцией. Для выбора оптимальной толщины изоляции трубопроводов необходимо иметь методику расчета. На параметры режима работы нефтепроводов и газопроводов большое влияние оказывает температурное поле грунта вокруг трубопроводов. Таким образом, выяснение закономерностей формирования ореолов протаивания вокруг трубопроводов и определение оптимальных условий их прокладки при строительстве в районах с вечномерзлыми грунтами на севере Тюменской области является весьма актуальной задачей [2, 3, 5]. Для построения температурного поля мерзлого грунта авторами был разработан алгоритм и получены зависимости на примере Нового Уренгоя. Было выполнено решение некоторых задач на основе полученных зависимостей и построены графики зависимости. Исследования и выполненные расчеты по подземной прокладке трубопроводов позволили авторам дать рекомендации, направленные на увеличение надежности трубопроводов.

Ежегодный рост нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих отраслей производства приводит к повышению риска возгорания нефти и нефтепродуктов на объектах хранения. Ежегодно доля пожаров на нефтяных объектах составляет 20%. Наиболее распространенным способом тушения пожаров в резервуарах остается генерация воздушно-механической пены на поверхность горящего продукта. Для получения пены применяют пеногенераторы различных видов.

Во многих случаях аварийные ситуации в магистральных нефтепроводах обусловлены волнами повышенного давления, возникающими в трубопроводе при изменении расхода перекачки. Известно, что торможение потока на 1 м/с влечет за собой увеличение давления примерно на 1 МПа, т.е. на 10 атм. Вот почему на многих нефтепроводах, транспортирующих нефть со скоростями до 3,5 м/с, устанавливают системы защиты от гидравлического удара. В статье дается сопоставление двух систем защиты магистрального нефтепровода от волн повышенного давления: первой – системы сглаживания волн давления (ССВД) и второй – газового колпака (КГ), устанавливаемых перед нефтеперекачивающей станцией с целью уменьшения скорости увеличения давления при экстренном отключении станции. Причем в качестве газового колпака рассматривался горизонтальный отрезок трубопровода, закрытый с одного конца и свободно сообщающийся с нефтепроводом другим концом, частично заполненный газом (например, азотом). Для проведения расчетов был использован метод математического моделирования переходных процессов в трубопроводе с установленными системами защиты. Каждая из рассматриваемых систем настраивалась таким образом, чтобы обеспечить примерно одинаковый эффект уменьшения скорости роста давления, после чего сравнивались двойной объем нефти, перепускаемой в специальную сбросную емкость в случае использования ССВД, и необходимый объем газовой полости КГ в случае использования колпака. Расчетами показано, что во всех сравниваемых случаях эти параметры примерно одинаковы и, следовательно, предпочтение той или иной системы защиты определяется приведенными затратами на сооружение и эксплуатацию каждой.