Проведено числову оцінку кінетики та зміни форми тріщиноподібних дефектів у процесі їх розвитку в стінці труби магістрального нафтопроводу. Показано вплив форми початкового тріщиноподібного дефекту і його початкової глибини на довговічність трубопроводу.

Розглянуто вплив мікроорганізмів на процес біокорозії підземних газонафтопроводів. Проведено аналіз грунту на трасі прокладання газопроводу "Пасічна - Долина" і "Пасічна - Тисмениця". Розроблено рекомендації щодо використання бітумно-полімерного покриття для протикорозійного захисту трубопроводів. Наведено результати промислових випробовувань протикорозійного біозахисту з використанням модифікованого бітумно-полімерного покриття.

Проведено порівняльну оцінку результатів розрахунків руйнівного тиску за американським стандартом ASME B31G (1991) і норвезькими нормами DNV RP-F101 для труб магістрального нафтопроводу "Дружба" з корозійно-втомними дефектами, які з деякою постійною швидкістю розвиваються углиб стінки труби.

Наведено основні причини корозійного руйнування газонафтопроводів з метою ефективного застосування певного виду протикорозійного ізоляційного покриття. Теоретично обгрунтовано практичне застосування піскоструминної обробки поверхні металу труби. Експериментально досліджено взаємозалежність залишкових напружень від часу піскоструминної обробки на спеціальному комплексі термоабразивного очищення КТО-1. Для збільшення терміну експлуатації трубопроводів в сильномінералізованих грунтах запропоновано комплексний протикорозійний захист. Надано результати випробувань ізоляційного покриття, нанесеного на газопровід Роздільна - Ізмаїл.

Проведено дослідження з розробки рецептур нових композицій модифікованих праймерів та мастик на бітумно-полімерній основі з участю інгібіторів корозії та вивчено їх характеристики. Визначено фізико-механічні показники модифікованих ізоляційних покриттів з участю біоцидів різної композиції, які є біостійкими до бактерій-деструкторів захисних покриттів: вуглеводнеокиснювальних і сульфатредукуючих. Визначено якісний та кількісний склад бактерій, виділених з пошкоджених бітумних покриттів, відібраних на трасі магістрального газопроводу "Пасічна-Долина". Виявлено ділянки траси з корозійноактивними грунтами, де можливий розвиток мікробіологічної корозії з участю сульфатредукуючих бактерій. Проведено промислові випробування ізоляційного покриття за трасових умов на основі бітумно-полімерної мастики МБПІМ1-Д-1 за умов УМГ "Прикарпаттрансгаз".

Проаналізовано стан сучасних ізоляційних покриттів для захисту підземних нафтогазопроводів від корозії. Проведено аналіз втрат від аварій, спричинених корозією. Визначено основні вимоги до покриттів для ефективного протикорозійного захисту нафтогазопроводів. Проведено огляд ізоляційних покриттів різних типів, що використовуються в ДК "Укртрансгаз" для протикорозійного захисту магістральних газопроводів. Встановлено основні чинники біопошкоджень нафтогазопроводів за умов підземного середовища. Наведено вимоги, яким повинні відповідати біоцидні добавки до покриттів. Запропоновано ефективні захисні ізоляційні покриття на бітумно-полімерній основі для захисту підземних нафтогазопроводів від мікробіологічної корозії. Наведено методику розрахунку економії витрат під час застосування того чи іншого ізоляційного покриття. Здійснено розрахунок економічної ефективності від впровадження модифікованого бітумно-полімерного покриття на газотранспортному підприємстві.

Описано обладнання експлуатаційної свердловини. Висвітлено розрахунок насосно-компресорних труб. Розглянуто фланцеві з'єднання фонтанних арматур. Подано інформацію про обладнання для газліфтної експлуатації свердловин. Увагу приділено установкам безштангових свердловинних насосів. Викладено методи боротьби зі шкідливим впливом газу на роботу насосної установки. Описано штангові свердловинні насосні устаткування. Розкрито особливості роботи і розрахунку штанг з гвинтовими насосами. Подано класифікацію обладнання для капітального ремонту свердловин. Охарактеризовано технологічні комплекси для збору та підготовки нафти, газу і води.

Розглянуто комплексний (пасивний та активний) протикорозійний захист підземних нафтогазопроводів, від якого залежить їх довговічність і безперебійна робота. Показано, що за певних умов може здійснюватися відшарування ізоляційного покриття (пасивного захисту). Проаналізовано механізм впливу катодного (активного) захисту на відшарування ізоляційних покриттів на основі бітумних мастик різних модифікацій. Проведено аналіз способів підготовки поверхні трубопроводів перед нанесенням ізоляційного покриття. Показано, що підготовка поверхні суттєво впливає на відшарування ізоляційних покриттів за умов катодної поляризації. Для оцінки якості сформованого ізоляційного покриття в умовах катодної поляризації визначено їх площу відшарування. З цією метою для проведення досліджень вибрано методику згідно ДСТУ 4219-2003. Наведено електричну схему і лабораторну установку, зібрану за даною схемою. Випробування проводилось на зразках із труби магістральних трубопроводів діаметром 1020 мм, поверхня яких підготовлена металевими щітками та піскоструменевою обробкою в оптимальному режимі. На підготовлені поверхні зразків вищезгаданими способами наносили три види бітумно-полімерних покриттів, використовуючи базову мастику Дашавського заводу композиційних матеріалів МБПІ-Д (Б) і модифіковані бітумно-полімерні мастики МБПІМ1-Д (Г) і МБПІМ2-Д (Ж). Метод для обчислення площі відшарування ізоляційного покриття розроблено в лабораторії покриттів ВАТ "РосНИТИ". За основу даного методу взято отримання растрового зображення високої чіткості зразка з відшарованим покриттям і подальшу обробку зображення на персональному комп'ютері за допомогою графічного редактора. Наведено результати проведених випробувань та відповідних обчислень. Експериментально встановлено підвищену стійкість до відшарування дослідних зразків, поверхня яких підготовлена піскоструменевою обробкою в оптимальному режимі і на які нанесені модифіковані покриття. Найменша площа відшарування виявлена на зразках із протикорозійним покриттям на базі мастики (Ж), модифікованої інгібітором із класу четвертинних амонійних солей.

Клапани є однією з найслабших ланок в конструкції газомотокомпресорів. Найбільшого поширення набули пластинчасті (прямотічні) клапани, оскільки вони володіють найдосконалішими аеродинамічними характеристиками. Однак істотними недоліками пластинчастих клапанів є складність їх конструкції, низька ремонтопридатність та висока чутливість до чистоти газу, що перекачується. Стандартна конструкція клапана газомотокомпресорів МК-8М та 10ГК має ряд недоліків, одним з яких є створення опору руху газу, що, в свою чергу, призводить до значних втрат енергії при проходженні газу крізь нього. З метою зменшення цих втрат запропоновано змінити форму пластини клапана. Щоб порівняти величини втрат енергії при проходженні газу крізь клапани з різними формами пластин у програмі SolidWorks виконано імітаційне моделювання. Встановлено, що запропонована пластина клапана має перевагу перед стандартною. У результаті оптимізації запропонованої пластини клапана газомотокомпресора встановлено оптимальні радіуси її заокруглень, що зменшує енергетичні затрати на проходження газу через клапан.

Під час експлуатації свердловин штанговими насосними установками часто спостерігаються відмови свердловинного обладнання, особливо колон насосних штанг та колон насосно-компресорних труб. Найчастіше відмови колони насосних штанг відбуваються на викривлених ділянках свердловин внаслідок їх тертя до колони насосно-компресорних труб. У результаті спрацювання матеріалу зменшується поперечний переріз насосної штанги, що призводить до її обриву. Для підвищення терміну експлуатації як колон насосних штанг, так і колон насосно-компресорних труб застосовуються спеціальні пристрої - протектори. Проаналізувавши існуючі конструкції протекторів, виявлено, що окрім захисту від спрацювання необхідною їх функцією повинна бути здатність амортизувати удари колони насосних штанг до колони насосно-компресорних труб. З метою вирішення цієї проблеми запропоновано нову конструкцію протектора, що передбачає можливість амортизації за рахунок форми конструктивних елементів - пелюсток. З використанням імітаційного моделювання встановлено величину радіального зусилля, що може сприйматися пелюстками протектора, перевірено міцність різьбового з'єднання насосних штанг та визначено величину гідравлічних втрат під час руху флюїду у колоні насосно-компресорних труб у випадку використання протектора.

Ефективне використання машин і обладнання нафтогазової галузі неможливе без вирішення завдань, пов'язаних із підвищенням зносостійкості їх вузлів та деталей. Одним із видів обладнання, що піддається інтенсивному зношуванню, є елементи фонтанних арматур (засувки, дроселі тощо). Під час експлуатації запірні елементи дроселя (наконечник та насадка) піддаються руйнівному впливу робочого середовища, у результаті чого відбувається гідро- і газодинамічне зношення наконечника та насадки. Як наслідок, неможливим стає регулювання режиму роботи фонтанної свердловини. Мета роботи - застосування імітаційного моделювання для дослідження процесу зношування елементів дроселя фонтанної арматури і визначення ділянок, які піддаються найбільшому зносу, з врахуванням розмірів абразивних частинок у потоці газу. За результатами імітаційного моделювання встановлено, що величина та місце максимального зносу елементів дроселя є різним і залежить від розміру піщинок. Величина зносу наконечника дроселя становить 15 мм/рік, причому найбільше зношується не наконечник, а насадка (46 мм/рік). Встановлено, що величина зносу поверхонь, що розміщені перед насадкою, у порівнянні із зносом наконечника та насадки, є значно меншою та становить 3 мм/рік. Виходячи з наведеного алгоритму імітаційного моделювання та отриманих результатів, побудована модель регульованого дроселя може слугувати базою для подальших його досліджень, а саме: оптимізації конуса наконечника з метою зменшення величини зносу самого наконечника; дослідження впливу швидкості перепаду тиску на величину зносу елементів дроселя.

Під час експлуатації свердловин штанговими насосними установками часто спостерігаються відмови свердловинного обладнання, особливо колон насосних штанг та колон насосно-компресорних труб. Найчастіше відмови колони насосних штанг відбуваються на викривлених ділянках свердловин внаслідок їх тертя до колони насосно-компресорних труб. У результаті спрацювання матеріалу зменшується поперечний переріз насосної штанги, що призводить до її обриву. Для підвищення терміну експлуатації як колон насосних штанг, так і колон насосно-компресорних труб застосовуються спеціальні пристрої - протектори. Проаналізувавши існуючі конструкції протекторів, виявлено, що окрім захисту від спрацювання необхідною їх функцією повинна бути здатність амортизувати удари колони насосних штанг до колони насосно-компресорних труб. З метою вирішення цієї проблеми запропоновано нову конструкцію протектора, що передбачає можливість амортизації за рахунок форми конструктивних елементів - пелюсток. З використанням імітаційного моделювання встановлено величину радіального зусилля, що може сприйматися пелюстками протектора, перевірено міцність різьбового з'єднання насосних штанг та визначено величину гідравлічних втрат під час руху флюїду у колоні насосно-компресорних труб у випадку використання протектора.

Наведено систематизований опис машин та обладнання, використовуваних для підвищення продуктивності свердловин і нафтовіддачі пластів та обладнання систем збору та підготовки до транспортування нафти газу і води.

В Україні, як і у інших країнах світу, більшість нафтових свердловин експлуатуються механізованим способом видобутку, а саме штанговими свердловинними насосними установками, які містять наземне і підземне обладнання. Для ремонту або заміни підземного обладнання (штангового вставного насоса), його підіймають на поверхню. При цьому у свердловині може відбутися газоводонафтопроявлення, викликане, наприклад, ефектом "поршнювання" (заміщення об'єму, який займає насос та насосні штанги рідиною із пласта). Це може призвести до відкритого фонтанування свердловини. Для проведення безпечних ремонтних робіт на свердловині застосовують багато додаткових складних операцій, пов'язаних із глушінням свердловини. Ці операції проводиться з метою контролю пластового тиску свердловини, запобігання газонафтопрояву і пошкодженню свердловинного обладнання. Варто звернути також увагу на те, що порушення процесу глушіння свердловини може призвести як до зниження її дебіту, так і до повного припинення її експлуатації. Для запобігання виникненню газонафтопрояву застосовують різноманітне обладнання і пристрої: плашкові превентори, устьові герметизатори, аварійні планшайби із засувками, вибійні відсікачі, зворотні глибинні клапани тощо. Все це підвищує безпеку при заміні свердловинного обладнання, але не гарантує уникнення додаткових ускладнень при експлуатації цього обладнання: можливості контрольованого перекриття свердловини, відновлення видобутку нафти без проведення спуско-підіймальних операцій тощо. Для усунення наведених ускладнень розроблено конструкцію зворотного свердловинного клапана. Його конструкція дозволяє: не змінювати компоновку елементів у свердловині; проводити заміну насоса без глушіння свердловини (зменшує час проведення ремонту та витрати на нього); перекрити низ колони НКТ (перешкоджає потраплянню флюїду з пласта у свердловину та виникненню аварійної ситуації, що може призвести до відкритого фонтанування).

Подано опис нових методів оцінки працездатності та підвищення довговічності насосних штанг, які використовуються при штанговому насосному способі експлуатації нафтових свердловин. Запропоновано ряд конструктивних новацій у різьбових з'єднаннях насосних штанг. Рекомендовано методи ремонту штанг з експлуатаційними пошкодженнями. Запропоновано нові конструкції насосних штанг з полімерних композитів. Показано переваги гібридних насосних штанг над сталевими та склопластиковими.