P align=justify> 

Методы строительства трубопроводов постоянно совершенствуются. Так, в Уфимском государственном нефтяном техническом университете недавно разработана технология, развивающая метод микротоннелирования, который успешно применяется в отечественном трубопроводном строительстве уже более десяти лет.
Уфимские ученые предложили запорное устройство с приводом дистанционного управления для протаскивания трубопроводов, с использованием методики наклонно-направленного бурения. Технология помогает снизить силу трения между наружной поверхностью трубы и грунтом скважины. Соответственно, усилий для протаскивания трубы через естественные препятствия (под руслом реки, авто- или железнодорожной магистралью и т. п.) требуется меньше. Можно увеличить диаметр и длину подводного или подземного перехода. Кроме того, вероятность застревания (заклинивания) трубы в процессе ее протаскивания сводится к минимуму.

Гибкость для севера
Специально для строящейся трубопроводной системы «Заполярье  — Пурпе — Самотлор» специалистами компании «Транснефть» были созданы три новых вида наземных опор — неподвижные, продольно-подвижные и свободно-подвижные.
Неподвижные устанавливаются на сваях на расстоянии пятисот метров друг от друга. Между ними монтируются свободно-подвижные и продольно-подвижные — они поддерживают трубу.
Такая слаженная «командная» работа сохраняет целостность нефтепровода при возникновении температурных напряжений, нередких в арктическом климате. Труба может смещаться в осевом и поперечном направлениях без негативных последствий для себя.
Даже при падении двух опор нефтепровод останется на месте, а необходимая жесткость трубы сохранится. Феноменальная устойчивость обеспечивается инновационной конструкцией опор и компоновкой надземных участков.
Каждая опора базируется на сваях (от двух до восьми). Диаметр свайных оснований — 426 миллиметров, глубина погружения в грунт — 18 метров. Антикоррозионная защита — наружное двухслойное эпоксидное покрытие заводского нанесения. Новое техническое решение — заполнение полостей внутри свай сухими бетонными смесями вместо жидкого бетона. А чтобы основания опор не разогревали вечномерзлый грунт, используются  термостабилизаторы с новыми конструктивными решениями.
Подвижные опоры способны плавно скользить вместе с трубопроводом — благодаря установленным на их подошвах антифрикционным высокопрочным прокладкам из полимерных материалов (типа фторопласт).
Защитить шарнирные узлы от коррозии призваны антифрикционные втулки из полимерного высокопрочного материала. А взаимодействие опоры и трубопровода смягчают силоксановые прокладки. Это исключает повреждение оцинкованной оболочки и теплоизоляции трубы. И увеличивает срок службы нефтепровода до пятидесяти лет.

Стойкий полимер
«Классические» стальные трубы в магистральных нефте- и газопроводах постепенно теснят армированные полимерные. Их главное преимущество перед традиционной сталью — они не поддаются коррозии. Полиамид или полиэтилен, из которых состоит внутренний слой, — материалы инертные. Под воздействием нефти или газа не разрушаются. Армируются такие трубы синтетическими нитями — арамидом или полиэстером. И могут исправно пропускать через себя нефть и газ на протяжении пятидесяти лет и дольше.
Низкий вес полимерных труб намного упрощает их транспортировку и укладку. В некоторых случаях они могут скрепляться с помощью сварки встык — процесс строительства трубопровода ускоряется.

В зоне турбулентности
Увеличить «проходимость» магистральных нефтепроводов (объем перекачиваемой нефти) помогают противотурбулентные присадки. Современные присадки — это суспензия высокомолекулярного полимера в жидкой дисперсионной среде: воде, масле растительного происхождения, высших спиртах, гликолях и других.
Они снижают гидравлическое сопротивление — трение жидкости при ее течении в трубопроводе. Позволяют сохранить нужный напор и увеличить пропускную способность «трубы», что особенно важно в период пиковой нагрузки.
Энергозатраты на транспортировку нефти уменьшаются — энергоэффективность работы трубопроводной системы возрастает. Кроме того, снижение гидравлического сопротивления избавляет от необходимости строительства новых нефтеперекачивающих станций и лупингов.
При течении нефтяной системы с присадкой вязкоупругие «капли» полимера, имеющие размеры на 3—4 порядка больше, чем молекулы жидкости, смещаются к стенке трубопровода. Здесь образуется специфический слой гидродинамически активного полимера, являющийся составной частью движущегося объема жидкости. Таким образом, противотурбулентные присадки существенным образом перестраивают течение вблизи внутренней поверхности стенки трубы и создают эффект гидравлически гладкого трубопровода. При этом уменьшается частота образования вихревых структур в потоке жидкости и поглощается часть энергии турбулентных выбросов. Как следствие, снижается турбулентное трение. За счет эффекта воздействия присадки изменяется внутренняя структура потока, а именно происходит возрастание скорости потока в пристеночной зоне и значительное увеличение размера переходной зоны. Именно этот эффект позволяет обеспечить увеличение объемов перекачиваемой жидкости.

Микроволны против вязкости
Решать проблему транспортировки тяжелых высоковязких нефтей сегодня предлагается с помощью микроволн. Микроволновое облучение нефти в течение определенного времени изменяет ее микроструктуру: она становится менее вязкой и более текучей.
Методика, по мнению разработчиков, вполне способна конкурировать с привычным способом, который применяется при транспортировке нефти на дальние расстояния, — методом ее подогрева. При облучении микроволнами нефть тоже разогревается, однако механизм нагрева другой: более быстрый, эффективный и экологически чистый.
Учеными Сианьского нефтяного университета и Российского государственного университета нефти и газа им. И. М. Губкина был проведен эксперимент, в котором «участвовали» образцы тяжелой нефти месторождений Шэнли, Даган и Туха. После микроволнового облучения снижение вязкости нефти составило от 21 до 43%.

Внутренний контроль
Нефте- и газодобыча «забирается» все дальше на север и в труднодоступные горные районы. Прокладывать трубопроводы приходится во все более экстремальных условиях. Вечная мерзлота, гористая местность,  сильно изрезанный ландшафт, возможная сейсмическая активность, резкие перепады температур наружного воздуха… Под воздействием этих и других факторов трубы могут деформироваться и менять свою конфигурацию в пространстве. А это грозит авариями и утечками.
Отслеживать положение трубопровода специалисты ОАО ЦТД «Диаскан» предложили с помощью специального прибора. Он движется внутри трубы — вдоль ее оси. И управляется инерциальной навигационной системой. Этот автономный метод навигации не требует внешних ориентиров или сигналов извне. Можно контролировать изменения радиусов изгиба трубы еще до того момента, когда они перейдут в опасное состояние.
Первый такой дефектоскоп начал работать в июле 2012 года на нефтепроводе ВСТО. Было обнаружено несколько участков, где наблюдалось постепенное перемещение трубы. В основном  в зонах резкого перепада высот, например на склоне оврага.

Вопрос частоты
«Одна из последних разработок в области трубопроводного транспорта — использование частотно-регулируемого электропривода насосных агрегатов, — говорит Александр Николаевич Сокольников, кандидат технических наук, доцент, заведующий кафедрой проектирования и эксплуатации газонефтепроводов института нефти и газа СФУ. — Это позволяет существенно снизить затраты на обслуживание технологического оборудования и электроснабжения».
Специалисты ООО УК «Группа ГМС» пришли к выводу, что правильный подбор насоса и оптимизация существующей насосной системы позволяют сэкономить до 40% электроэнергии, затрачиваемой на ее работу. При этом необходимо учитывать, что иногда приходится перекачивать меньше нефти, чем максимальные проектные объемы. Решить проблему помогают устройства регулирования частоты вращения роторов, а также использование сменных роторов и сменных проточных частей.

Автоматика forever
Ближайшее технологическое будущее трубопроводного транспорта, по мнению специалистов, — полная автоматизация процесса перекачки нефти и газа. Это телемеханический контроль за состоянием линейной части и основного оборудования с автоматическим поддержанием заданных параметров. Совершенствование систем обнаружения утечек, выхода нефти, хищений и несанкционированных врезок.
С продвижением нефте- и газодобычи на север еще большую актуальность обретет создание и совершенствование технологий и оборудования, способных работать в условиях низких температур и вечной мерзлоты.

Спецвыпуск журнала «Промышленные страницы Сибири» «Добывающая промышленность» №1-2014

Наталья Демшина.