1_Специальность нефтянник

тройником. Возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг передается от электродвигателей через редуктор и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки.

При движении плунжера вверх всасывающий клапан под давлением жидкости открывается, в результате чего жидкость поступает в цилиндр насоса.

Нагнетательный клапан в это время закрыт, т.к. на него действует давление столба жидкости, заполнившей НКТ, При движении плунжера вниз всасывающий клапан под давлением жидкости, находящейся под плунжером, закрывается, а нагнетательный клапан открывается и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером.

Недостаточно высокая подача штанговых насосов, необходимость установки громоздких станков-копалок, опасность обрыва штанг и другие причины ограничивают применение штанговых насосов.

увеличить изображение

Рис. 6.3. Штанговая насосная установка: 1 - станок-качалка; 2 - полированный шток; 3 - колонна штанг; 4 -

обсадная колонна; 5 - насосно-компрессорные трубы; 6 - цилиндр насоса; 7 - плунжер насоса; 8 -

нагнетательный клапан; 9 - всасывающий клапан

51

В настоящее время применяют бесштанговые насосы. Добыча нефти с помощью погружного центробежного электронасоса (ЭЦН) - это основной способ добычи нефти. По принципу действия ЭЦН не отличается от обычных центробежных насосов, применяемых для перегонки жидкости. Он представляет набор лопаток (ступеней), составляющих ротор насоса и направляющих аппаратов, являющихся статором.

Погружные центробежные насосы (ЭЦН) применяют для работы в скважинах, закреп ленных обсадными трубами (диаметром 140, 146, 168 мм). Для таких скважин используют насосы диаметром 92-123 мм. Промышленность выпускает насосы, рассчитанные на напор от 450 до 1500 м и подачу от 40 - 700 м3/сут. Приводом для ЭЦН служат погружные злектродвигатели, с короткозамкнутым ротором (мощностью до 125 кВт).

Сравнительно недавно стали применяться погружные винтовые насосы. Установка винтовых насосов состоит из тех же узлов, что и установка погружного центробежного насоса. Рабочими органами насоса являются однозаходные стальные винты и резинометаплические обоймы, внутренняя полость которых представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом, в 2 раза большим шага винта. Нагнетаемая жидкость поступает в полость между винтами и за обоймой проходит к предохранительному клапану и далее - в подъемные трубы.

Винтовой насос - это насос объемного действия, с высоким КПД при широком диапазоне изменения давления. Эти насосы особенно эффективны при добыче вязкой и высоковязкой нефти.

Способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта осуществляется сжатым газом - называется газлифтным. Для подачи газа и газонефтяной смеси применяют газовые подъемники - газлифты, которые бывают различных типов. Если рабочим агентом является воздух, то систему называют эрлифтом. По числу спускаемых в скважину труб подъемники делятся на однорядные и двухрядные.

Вкольцевом однорядном подъемнике рис. 6.2 (I) сжатый газ нагнетается в затрубное пространство между эксплуатационной колонной и колонной подъемных труб, а газонефтяная смесь направляется на поверхность по подъемной колонне.

Воднорядном подъемнике центральной системы (рис. 6.2(II)) рабочий агент нагнетается в эксплуатационную колонну, а газонефтяная смесь поднимается по эатрубному пространству.

Рис. 6.2 (III и IV) - двухрядные подъемники кольцевой системы, где сжатый газ нагнетается в скважину через кольцевоепространство между наружными и внутренними рядами труб, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним трубам.

На устье газлифтной скважины устанавливают арматуру, которая предназначена для тех же целей, что и арматура фонтанных скважин.

Оборудование для нефтегазодобычи до 1990-х г.г. производилось на многих заводах. В настоящее время "Ижевский завод нефтяного машиностроения" ("Ижнефтемащ") освоил и выпускает станки - качалки, ШГН и другое нефтепромысловое оборудование на конверсионных мощностях.

Серийный выпуск станков - качалок Ижевского завода марки ПНШ80-3 отличается экономичностью энергопотребления (выпушено более 10000 штук). Усовершенствованные приводы в 2001 году запущены в работу на скважинах о. Колгуев (ЗАО "Арктикнефть"),По заказу ЗАО "Арктикнефть" в настоящее время ведется изготовление привода ОГПШ0 с газовым двигателем.

Использование газовых моторов в качестве привода станков - качалок позволит не только утилизировать нефтяной газ, но и резко повысить автономность процессов добычи нефти.

Готовятся к выпуску станки - качалки с трехступенчатым редуктором и длиной хода штока до 3 м, а также стандартные станки - качалки (с усилием на штоке 1214 кН и длиной хода 4-5 м.).

Лекция 6:

52

Оборудование скважин при

различных видах эксплуатации

A

|

версия для печати

< Лекция 5 || Лекция 6: 12345

Аннотация: Подбор насосного оборудования, автоматизация нефтепромыслов. Трубопроводные и

газопроводные системы.

Ключевые

слова: ПО, длина, эксплуатация, пространство, агент, очередь, затраты, диспетчер, работ, DIS, производител

ьность,опыт, пункт, контроль, диаметр, деятельность, сеть, поток, маршрут, программа, информационная

база, опытно-конструкторская работа

Оптимальный подбор насосного оборудования

В нефтяном промышленности РФ сложилась неблагоприятная геолого-технологическая структура нефтяных запасов: доля трудноизвлекаемых (низкомпроницаемые пласты, глубокопогруженные горизонты, высоковязкие нефти, подгазовые зоны) составляет 65%; обводненность долго эксплуатируемых объектов - 80-90%.

Освоение таких месторождений идет медленно, т.к. тонна нефти из залежей с запасами менее 1.0 млн. тонн обходится в 10-50 раз дороже, чем из месторождении с запасами в 10 млн. тонн.

Новые месторождения, подготовленные к разработке, располагаются в сложных природных условиях Севера, Продуктивные пласты многих новым месторождений располагаются па больших глубинах.

В связи с этим все более значительными становятся вопросы подбора и создания -эксплуатационного оборудования, а первуюочередь - насосного, которое определяет эффективность эксплуатации месторождения.

Экстремальные условия эксплуатации нефтяных месторождений -дебиты скважин от долей единицы до тысяч кубометров в сутки: глубины скважины от 300 до 4500 м и более: различное содержание газа, пластовой воды: изменяющаяся в сотни раз вязкость пластового флюиду и другие условия требуют значительного количества скважинных насосных установок.

В настоящее время на нефтепромыслах РФ только скважинных штанговых насосов насчитывается более 90 типоразмеров с условным диаметром плунжера от 29 до 95 мм, длиной хода от 0,6 до 4,5 м. Еще больше типоразмеров электроприводных центробежных насосов (ЭЦН). Для различных диаметров обсадных колонн отмечаются различные подачи жидкости (от 10 до 2000 куб. м. в сутки), напорами от 300 до 3000 м водяного столпа.

Разнообразие насосных установок не является фактом оптимального их подбора для конкретной скважины.

ВРГУ нефти и газа им. Губкина разработан принцип, гласящий, что для каждой скважины нужно свое, сугубо индивидуальное оборудование. Этот принцип находит подтверждение в практике.

Внастоящее время для подбора оборудования применяют программно-аппаратные комплексы, - справочники по выпускаемому оборудованию, по конструкции скважин и т.д.

Для научного подхода и подбору оптимального комплекта оборудования требуется решить следующие технические и инженерные вопросы:

создать теоретические основы проектирования насосного оборудования для нефтепромыслов;

53

создать математическую модель работы элементов УЭЦН;

предложить критерии, характеризующие процессы при работе в скважинах насосов (центробежных, винтовых и др.), а также методике диагностирования работоспособности скважинньгх насосных установок.

Справка: Понятие дебитности скважин.

1.Гидромеханическое понятие:

oдля среднедебитных скважин - 50-80 м3/сут.

2.Технико-экономическая градация постоянно меняется. В настоящее время "экономически целесообразной нижней границей для нефтяных промыслов Западной Сибири являются дебиты

скважины в пределах 3-4 т/сут. Для Урало-Поволжья и Республики Коми - 2-Зт/сут. При обводненности пластовоИ жидкости на уровне 80-90%, а дебиты по жидкости при этом составляют 21-47 м3/сут, то к категории мало- и среднедебитных можно отнести:

o70% - всех месторождений Урало-Поволжья и Коми

o 55% - всех месторождений Западной Сибири.

Автоматизация нефтепромыслов

Проект любого нефтегазового месторождения в обязательном порядке включает затраты на средства контроля и наблюдения. Это -автоматизированные замерные устройства (ЗУ) типа "Спутник", устанавливаемые на местах компактного размещения скважин (на кустах скважин). ЗУ служат для замеров дебита скважины, обводненности, давления на устье скважины.

Блоки водораспределительных гребенок (ВРГ) устанавливают для распределения закачиваемой воды в нефтяной пласт через нагнетательные скважины.

Количество ЗУ и ВРГ является одним из важнейших показателей любого НГДУ.

В настоящее время практически все телеметрические системы -телемеханики построены на основе ЗУ и ВРГ, а также средств электронного сбора информации на контрольном пункте (КП). КП передает информацию на промысел на ЭВМ, которую используют геологи, технологи, диспетчер.

Затраты на такую информацию очень большие, но она необходима, например, для того, чтобы принять решение о подземном ремонте скважины. Такие затраты быстро окупаются.

Крупнейшее в России совместное с иностранными компаниями СП "Полярное Сияние" ведет разработку Ардалинского нефтяного месторождения в НАО. Процесс добычи нефти и газа полностью автоматизирован, технологическая система закрытая. Добываемая жидкость поступает с нефтепромысловых участков в блок фракционного разделения нефти, воды, газа. В пункте сбора подготовленная товарная нефть измеряется, переводится в систему магистрального трубопровода.

Отделенный попутный газ используется в качестве топлива для турбогенераторных установок и огневых нагревателей. Пластовая вода, очищенная от примесей, отфильтрованная, вновь закачивается в пласт для поддержания пластового давления. Технологическая система, КИП и оборудование - импортные.

Оборудование для разработки и добычи нефти (газа) на шельфе

Бурение морских месторождений всегда осуществлялось на основе последних достижений научнотехнического прогресса.

В 1940 - 50 годы на морских месторождениях Алшеронского п-ва (Нефтяные Камни) бурение осуществлялось на глубине моря до нескольких десятков метров - с индивидуальных сварных оснований, а разработку вели с эстакад, тянувшихся от берега. Так же начинали освоение морских месторождений в США.

Толщина воды на разрабатываемых морских месторождениях в мире:

54

до 1960 г.- 61 м.

в 1990 г.-св. 610 м.

ожид. в 2004 г.-2135 м.

Вмире разведочное бурение в море производится с передвижных установок трех типов: самоподъемные, полупогружные, буровые корабли и баржи.

1.Самоподъемные установки это платформы, поднимаемые на мачтах-домкратах, опирающихся на дно. Работают от нескольких до ста метров н буксируются на произвольное расстояние в океане (например, из Мексиканского залива в Южно-Китайское морс);

2.Полупогружные установки - это платформы опирающиеся на систему погруженных ъ воду понтонов и буксируемые к месту работы. На платформе монтируются буровое оборудование, жилье (до 100 чел.) вспомогательные службы. Установки работают на глубине моря до 2-3,0 тыс. м.

3.Буровые корабли и баржи разных типов предназначены для бурения на глубине моря до 2-3,0 тьтс.м.

Общемировой парк морских буровых установок - более 600 штук, в том числе: самоподъемных -364, полупогруженных - 165, буровые суда а баржи - более 80.

Рис. 6.4. Самоподъемная морская буровая вышка

55

Проектная производительность платформы: суточная добыча жидкости - 32000 м3, в том числе нефти - 16900 т (120000 баррелей/сут.); суточная добыча газа - 1,0 млн. м3; суточная закачка воды - 32000 м3;производительность системы отгрузки нефти -126 тыс. м3/сут (7000 м3/час). Проектный срок эксплуатации - 25 лет. В опорном основании (126 х 126м} располагается 14 танков нефтехранилищ, для 120 тыс. т нефти. Верхнее строение состоит из бурового (технологического) и жилого (на ) 60 чел.) модулей.

На платформе предусматривается технология подготовки нефти до экспортных параметров, a газ будет использоваться как топливо для газотурбинных электрогенераторов.

Платформа будет отбуксирована на точку как единая конструкция, испытанная в заводских условиях. Платформа "Приразломная" изготавливается на ПО "Севмашредприятие" (г. Северодвинск). Капитальные вложения — 1112 млн. долл.

К настоящему времени по заказу ЗАО "Росшельф" на российских (совместно с украинскими) предприятиями построены три полноценные плавсредства - буровое судно "Газпром-1", танкер-заправщик и крановое судно "Газшельф". На ПО"Севмашпредприятие" и МП "Звездочка" (Северодвинск), кроме ледостойкой платформы "Приразломная", ведется строительство СПБУ "Арктическая" для шельфовых месторождений.

По заказу "Газпрома" на семи судостроительных заводах России строятся 20 судов и плавсредств.

НК "Роснефть" создало в 1998 г. ЗАО "Дальневосточная морская компания" которая имеет опыт бурения на Сахалине, на Каспии, на шельфах Персидского залива и Вьетнама. Этой компании принадлежит СПБУ "Сахалинская", "Эхаби", "Оха", "Курильская". Кроме этого "Роснефть" планирует строительство собственного танкерного флота (по проектам это займет 5 лет).

НК "Лукойл" в проектах освоения шельфовых месторождений делает ставку на модернизацию буровых установок. Первая из них - СПБУ "Астра", основой для которой послужила японская установка Marava, модернизированная на заводе "Красные баррикады". Вторая буровая установка "Шельф -7" (модернизация на Астраханском морском судостроительном заводе" - к 2002 году должна превратиться в уникальную систему для работ в глубоководных районах Мирового океана (50-800 м). На Выборгском судостроительном заводе НК "Лукойл" планирует производство собственных буровых платформ (заказ общей стоимостью 6,0 млн. долларов), В 2000 году была достигнута договоренность НК "Лукойл"

и ПО "Севмашпредириятие" по строительству танкеров ледового класса. "Лукойл" уже располагает восемью судами дедвейтом от 16 до 20 тыс. т. для транспортировки нефти с Тимано-Печорской провинции.

Согласно сложившийся практике затраты на освоение морского месторождения должны окупаться через 7-8 лет, в противном случае проекты на создание дорогостоящей техники не принимаются из-за его нерентабельности.

Мировой опыт показывает, что практика освоения шельфа должна осуществляться объединенными усилиями мощных компаний, т.к. необходимо привлечение больших финансовых средств. Получение кредитов для финансирования нефтяных проектов основано на принципах доверия к авторитетности.

Лекция 6:

Оборудование скважин при

различных видах эксплуатации

A

|

версия для печати

< Лекция 5 || Лекция 6: 12345

Аннотация: Подбор насосного оборудования, автоматизация нефтепромыслов. Трубопроводные и газопроводные системы.

Ключевые

слова: ПО, длина, эксплуатация, пространство, агент, очередь, затраты, диспетчер, работ, DIS, производител

57

ьность,опыт, пункт, контроль, диаметр, деятельность, сеть, поток, маршрут, программа, информационная

база, опытно-конструкторская работа

Трубопроводные и газопроводные системы

Система сбора нефти и попутного газа может быть двух - или однотрубной. При двухтрубной схеме сепарация газа от нефти производится на прискваженных трапных установках или групповых трапно-замерных установках.

После сепарации по самостоятельным нефтесборным и газосборным коллекторам нефть подается на нефтесборные пункты, а газ - на прием компрессорных станций.

При однотрубном сборе продукция скважин самотеком или насосом подается сразу на нефтесборный пункт, где и происходит полная сепарация газа от нефти. Нефть поступает на установки подготовки нефти, а газ - к компрессорным станциям.

В составе нефтедобывающего предприятия имеется цех по подготовке и перекачке нефти, который производит ее хранение, учет, лабораторный контроль качества, подготовку нефти к перекачке в магистральный нефтепровод.

Газокомпрессорное хозяйство нефтедобывающего предприятия осуществляет сбор и подачу в магистральный газопровод газа, выработку сжатого газа или воздуха для нужд по поддержанию пластового давления. Стационарные компрессоры устанавливают группами в компрессорные станции, число которых зависит от объемов добычи и потребления.

С компрессорной станции газ подается через газораспределительные будки (ГРБ или ВРБ) к скважинам. Основной элемент распределительной будки - батарея, через которую рабочий агент подается в скважину. Одна батарея может обслуживать около 32 скв.

Магистральная система нефтегазопроводов РФ — это отдельная структура, крупнейшими компаниями которой являются: ОАО АК "Транснефть", ОАО "Газпром", ОАО АК "Транснефтьпродукт", ОАО "Роснефтегазстрой", ОАО "Росгазификация".

"Транснефть" - крупнейшая в мире трубопроводная компания. Она осуществляет управление зсей системой отечественного нефтегазогфоводкого транспорта. Это - 47 тыс. км. Магистральных нефтепроводов, 867 резервуаров (12,8 млн. куб. м.) 387 нефтеперекачивающих станций. Диаметр трубопроводов 530-1220 мм. Ежегодно 99% нефти, добываемой в России, ш внутренний к внешний рынок поставляется через трубопроводы компании, которая работает в 53 регионах России: "Сибнефтеггровод", "Дружба", "Транссибнефть" и др. Компания осуществляет проекты:

российско-черноморско-средиземноморский;

северо-балтийский (Северо-запад России);

восточно-сибирское направление на рынок Китая;

новый экспортный маршрут на Иран и другие.

"Транснефть" экспортирует за границу большие объемы нефти, в 1999 г. было перекачено - 142,3 млн. т., в 2000 г. - 151,7 млн. т., проект 2001 г. -160 млн. т. В целом эти объемы согласуются с возрастающими в последние годы объемами добычи нефти. В 2000 г. эксплуатировалось 47,9 тыс. км. нефтепроводов диаметром от 420 до 1220 мм.

ОАО "Газпром" - монополист на газовом рынке. Добыча газа - 530 млрд. м3. Деятельность "Газпрома" формирует 7% ВВП и 25% доходов страны.

Газ поставляется в 19 государств Западной и Центральной Европы. Эту крупную преуспевающую компанию сравнивают с небольшим государством. Единая газопроводная сеть Газпрома охватывает всю территорию РФ.

Развивается сеть газопроводной системы диаметром 1400 мм, установка новых компрессорных станций, новых технологий попереходам на дне морей, бестраншейные методы укладки трубопроводов и др. В 2003 году

58

капвложения в реконструкцию и строительство новых магистралей составили более 33 млрд. руб., в том числе: газо-нефтеконденсатное месторождение Заполярное, в газопроводы Заполярное-Уренгой, ЯмалЕвропа, Россия-Турция; в инфраструктуру месторождений Ямбурское, Уренгойское и др. Самые крупные газотранспортные проекты ОАО "Газпром": "Голубой поток", "Ямал-Европа", "Северныймаршрут".

Нефть, природа и человек

В погоне за нефтью человек теснит природу: вырубает леса, захватывает пастбища, загрязняет землю и атмосферу. Загрязнение природы происходит от потерь нефтепродуктов при их транспортировке, при сжигании нефти (газа) и нефтепродуктов, при добыче нефти и газа.

Ежегодно в Мировой океан по разным причинам сбрасывается от 2 до 10 млн. т. нефти. Аэрофотосъемкой со спутников зафиксировано, что уже почти 30% поверхности океана покрыто нефтяной пленкой. Особенно загрязнены воды Средиземного моря, Атлантического океана и их берега.

Одна тонна нефти загрязняет 12 KM2 поверхности океана. Источником нефтяных загрязнений являются аварии с танкерами и буровыми платформами, а также сброс балластных и очистных вод. В настоящее время 7-8 тонн нефти из каждых 10 т., добываемых в море, доставляются к местам потребления морским транспортом. Например, через пролив Ла-Манш, ширина которого всего 29 км, ежесуточно проходит 1000 судов. Здесь велико количество танкерных катастроф. Только в 1975 году погибло 10 танкеров общим водоизмещением 815 тысяч тонн. Перечень катастроф с танкерным флотом во всех точках Мирового океана огромный. И эти катастрофы происходят ежегодно.

Вместе с тем подсчитало, что доля танкерных аварий в нефтяном загрязнении моря сравнительно невелика. В 3 раза больше поступает нефти в акватории за счет промывки цистерн танкеров и сброса этой воды; в 4 раза интенсивнее загрязняют моря и океаны отбросы нефтехимических заводов и почтя столько же нефти поставляют в морс аварии морских буровых. Ученые всех стран мира ищут пути сокращения выбросов, загрязняющих воздух, почву, воду.

В России проблемы экологии решают Минтопэнерго, Госкомэкологии, нефтяные компании. На долю ТЭК России приходится около 48% выбросов вредных веществ в атмосферу и 27% сброса загрязненных сточных вод. При этом, загрязняя окружающую природную среду, предприятия ТЭК несут огромные финансовые потери в виде штрафов.

На территории России находится 1600 нефтебаз и хранилищ нефтепродуктов, около 30 нефтеперерабатывающих заводов, эксплуатируется около 140 тысяч скважин. Общая протяженность магистральных трубопроводов - 207 тыс. км. Ненамного меньшую протяженность имеет нефтепромысловая сеть. Магистральные трубопроводы проходя вблизи населенных пунктов и промышленных

предприятий, 15000 раз пересекают железнодорожные и шоссейные дорога, 2000 раз - реки, каналы и озера.

К настоящему времени значительная часть магистральных трубопроводов на территории России устарела: 30% газопроводов и 46% нефтепроводов эксплуатируются более 20 лет, а 5% газопроводов, 25% нефтепроводов и 34% продуктопроводов построены более 30 лет назад. Устарели и перекачивающие агрегаты.

По этой причине на магистральных трубопроводах аварии с тяжелыми экологическими последствиями происходят все чаше. В среднем за год на каждые 3000 км магистральных трубопроводов приходится по одной аварии.

Износ внутри промысловых трубопроводов достигает 80%. поэтому частота их разрывов выше, чем на магистральных (1997 год -21813 раз).

Большая опасность для загрязнения атмосферы принадлежит сжиганию попутного газа, нефти и нефтепродуктов. Это уменьшает количество кислорода и увеличивает количество углекислого газа в атмосфере, что вызывает "парниковый эффект" и снижает количество солнечной радиации к поверхности Земли.

59

Ликвидация экологических последствий ТЭК требует огромных капитальных затрат. Несмотря на это, в рамках государственных программ проводится комплекс природоохранных мероприятий, который включает модернизацию, новые технологии и нормативно-законодательную базу.

В 1996-97 г.г. федеральные ведомства (ГОСКОМЭКОЛОГИИ и др.) разработали более 10 нормативных документов. Таких как "Регламент на приемку земель, временно использованных при разведке, обустройстве и эксплуатации месторождений нефти и газа", "Программа повышения надежности эксплуатации труб и трубопроводных систем" и др. В настоящее время основным способом ликвидации нефтяных разливов на местности являются их механический сбор, в ряде случаев с использованием сорбентов, с последующим выжиганием или захоронением остатков путем отсыпки песком или торфом.

Выжигание является наиболее опасной формой ликвидации загрязнения окружающей среды, поскольку из-за неполного сгорания нефти образуются стойкие канцерогенные вещества. Они разлагаются на большой территории и приводят к заболеваниям населения.

В последние голы в отрасли стали применять для уничтожения разлитой нефти бактериальные препараты "Путидойль", "Деворойл" и др. Они помогают в рекультивации замазученных земель, но при толстых нефтяных пленках полное разложение нефти происходит не сразу, а за 2-5 лет.

Очистка почвенного покрова от загрязнений нефтью носит приоритетный характер. В 1998 г. Правительственная комиссия поохране окружающей среды рассматривала этот вопрос с целью планирования рекультивации земель.

Особенно актуальным сегодня становится вопрос утилизации попутного газа. Только в Западной Сибири его сжигается в факелах около 10 млрд. м3, что и расточительно и загрязняет атмосферу. Для сокращения сжигания газа в факелах при разработке месторождений вводятся в действие газовый дизель - генераторные установки типа ГДГ-500 и др.

Во многих нефтеперерабатывающих регионах часть сточных вод стали закачивать в продуктивные горизонты для поддержания пластового давления. На предприятиях многих нефтяных компаний вообще прекращен сброс неочищенных сточных вод в поверхностные водоемы, внедряются установки по утилизации промышленных отходов.

Предприятия ТЭК в последние годы постоянно ведут работы по возврату пользователям нарушенных и загрязненных в процессе производства земель (до 20-20,4 тыс. га в год). В регионах нефтедобычи внедряются системы автоматизированного контроля за состоянием трубопроводов. Например, в ОАО "Сургутнефтегаз" напорные нефтепроводы и основные нефтепромысловые трубопроводы оборудованы системой мониторинга коррозии (120 э/датчиков), ОАО "Лукойл" проводит капитальный ремонт трубопроводов (до 1000 км в год).

Нефтяные компании ежегодно проводится диагностическое обследование и ультразвуковое дефектоскопия трубопроводов. ПК "Транснефть" внедрена новая технология прокладки магистральных нефтепроводов методом наклонно-направленного бурения, создан центр по ликвидации аварий и их последствий, куда входят 198 аварийно-восстановительных пунктов, поезда, службы экологической безопасности. Подобные службы созданы в НК "Лукойл", "Сургутнефтегаз" и других.

В действующем проекте по добыче нефти на Сахалинском шельфе предусмотрены меры защиты береговой зоны от аварий.

60