«Ни единого порыва»

Стальная труба, какой бы она ни была прочной, постоянно подвергается коррозии как снаружи, так и изнутри. Внешнюю сторону постепенно разъедают влага, перепады температур и даже движение земной коры, внутреннюю – перекачиваемые продукты. Понятно, что такую трубу надо вовремя заменить, иначе через какое-то время порыв неизбежен. Но как ее «вычислить»?

Мобильная лаборатория «МЕГА-9», используемая в «Газпромнефть-Хантосе», позволяет исследовать трубы методом неразрушающего контроля. В 2011 году, когда технику закупили, были проверены первые 20 километров труб. В этом году она пройдет шестую часть всего трубного хозяйства «Газпром нефти» в Югре – 300 километров. Причем основная нагрузка на лабораторию приходится на зиму – в это время проще добраться до трубопроводов.

– В эксплуатации «Газпромнефть-Хантоса» находится более 1800 километров трубопроводов. Лаборатория позволяет нам собственными силами проводить их дефектоскопию и полевую диагностику. Мы осуществляем контроль сварных соединений и при необходимости проводим оперативный ремонт. Диагностику мы выполняем методами неразрушающего контроля: рентгенографией, ультразвуком и другими, – рассказывает Игорь Зуевский, начальник управления эксплуатации трубопроводов «Газпромнефть-Хантоса». – Самое главное – за несколько лет нам удалось переломить ситуацию и не бороться с порывами трубы и их последствиями, а обходиться своевременной профилактикой.

В компании разработан график диагностики нефтетранспортных путей. Эксперты находят участки труб со скрытыми дефектами, грозящими возможной аварией, и ремонтируют их. Ремонт нефтепровода – это отдельная история, ведь остановить подачу нефти нереально. Для этого монтируют так называемый байпас, то есть обводной трубопровод. «Черное золото» пускают по гибкой полимерной трубе, а осушенный участок трубопровода спокойно ремонтируется. Рукав, кстати, выдерживает давление до 80 атмосфер!

Лаборатория укомплектована ультразвуковым дефектоскопом-сканером и толщиномером, которые позволяют выявлять дефекты и определять степень износа трубы. Здесь же есть комплекс цифровой радиографии для проверки сварных швов.

– Алгоритм работы отработан до мелочей. Экскаватором выкапывается шурф – вскрывается трубопровод. Эксперты лаборатории ультразвуком определяют толщину его стенок – насколько труба истончилась. Здесь же производятся расчеты, позволяющие определить, каков остаточный ресурс трубопровода и в какие сроки этот участок необходимо заменить, – рассказывает Игорь Зуевский. – В отсутствие предпосылок мы вскрываем для диагностики участки через каждые 250 метров. Но если обнаружим дефект трубы, то ближайший к нему участок перекопаем практически весь – надо же понять, какого объема участок заменять.

Помимо полевой диагностики и экспертизы промышленной безопасности, проверить целостность трубопроводов можно и еще более «продвинутым» способом – с помощью внутритрубной диагностики. Для этого через специальные камеры пуска-приема внутрь труб запускаются инспекционные снаряды – высокотехнологичные приборы, которые, пройдя участок трубы, способны выдать детальную информацию о ее состоянии. В этом году такие снаряды пройдут по трубам «Газпромнефть-Хантоса» около 200 километров. Чтобы увеличить производительность, в этом году поставят еще восемь пар камер пуска-приема.

Начиная с 2008 года все новые сети в системе сбора водонефтяной эмульсии строятся в «Газпромнефть-Хантосе» с использованием внутритрубного антикоррозийного покрытия. Это позволяет отказаться от таких дорогостоящих мероприятий, как ингибирование (так в химии называется замедление реакции) и мониторинг коррозии. Надежность нефтепровода повышается в несколько раз. Считается, что такие трубы могут служить без вмешательства около 20 лет. Однако, согласно существующим правилам и нормативным документам, трубопроводы должны проходить диагностирование 1 раз в четыре года. Таким образом, ежегодно четверть парка трубопроводов будет подвергаться диагностике.

Наконец, сейчас на предприятии внедряют и испытывают два новых электронных вида диагностики коррозии. На определенные участки трубопроводов крепятся специальные датчики, которые выдают информацию о состоянии труб в режиме онлайн. Все это позволит не только сохранить «нулевой порог» отказов трубопроводов, но и узнавать об их состоянии без раскапывания шурфа и рентгенографии. Главное – не останавливаясь, идти в ногу с техническим прогрессом. А с этим у «Газпром нефти», судя по всему, все в порядке.