Дело — труба
Текст | Николай ЗАХАРОВ
Состояние трубопроводов сегодня уже не критическое, но по-прежнему требующее пристального внимания.
Первая скважина в России была пробурена в конце XIX века. С тех пор на нефтедобывающую отрасль влияли глобальные исторические события и процессы — бум тридцатых, послевоенный спад и разруха 90-х… В разные периоды были внедрены передовые для своего времени технологии добычи, очистки и транспорта нефти.
Доставка нефти и газа по трубопроводам значительно дешевле и безопаснее, чем другие способы транспортировки горючих веществ, такие как танкерный и железнодорожный транспорт. Это и послужило причиной ускоренного развития в СССР трубопроводного транспорта. Советский Союз обладал самой большой по протяженности, разветвленной и наиболее подверженной различным факторам риска трубопроводной системой в мире. Большая ее часть осталась в наследство России.
Современные ученые уже давно озадачены проблемой более точной диагностики состояния труб без остановки транспортировки и ремонта без полного вскрытия остановленного трубопровода и сливания нефти в траншеи.
Еще в 1989 году стартовала программа «Высоконадежный трубопроводный транспорт», в рамках которой велись и ведутся инновационные разработки. Увы, многие из них не были доведены до конца, другие остались не реализованными. Предметом пристального внимания на уровне крупнейших корпораций и на государственном уровне трубопроводный транспорт стал только в 2000-е годы.
Привет из 60-х
Протяженность трубопроводов в России — более 1 млн км. Основная сеть трубопроводов была создана в середине 60-х годов. Старт российского трубопроводного транспорта совпал с европейским и американским.
В то время не было каких-то конкретных научных параметров, которые позволили бы прогнозировать срок службы трубы. Специалисты заложили время безаварийной эксплуатации трубопровода 25—30 лет.
Действующие трубопроводы Америки и Европы уже превысили этот срок в два раза и находятся в катастрофическом состоянии. Аналогичная ситуация и на многих отечественных трубопроводах.
По оценкам экспертов, значительная часть нефтегазопроводов выработала плановый ресурс на 60—70%, что представляет огромную экологическую опасность. На территории России примерно 34% газопроводов, 46% нефтепроводов эксплуатируются свыше 20 лет. Из них 15% газопроводов, 25% нефтепроводов, 34% продуктопроводов построены более 30 лет тому назад (условно нормативный срок службы), в том числе 3,5% газопроводов — более 40 лет назад.
30 лет считается условно нормативным сроком, потому что через 20—25 лет эксплуатации число аварий стабильно растет. Образовавшиеся дефекты в стенке трубы и циклические нагрузки оказывают отрицательное воздействие на прочностные характеристики металла и сварных соединений.
Крупнейший в мире трубопровод «Дружба», состоящий из множества ниток и снабжающий нефтью Европу, сейчас подошел к своему критическому пределу. Непонятно, что выгоднее на данный момент — чинить существующие трубы или прокладывать новые, ведь кроме дефектов металла, нельзя не принять в расчет парафинсодержащие наслоения на стенках трубы, которые иногда значительно уменьшают ее просвет.
Компания «Транснефть» ежегодно тратит на ремонт существующих ниток до $1,2 млрд, заменяя ежегодно от 600 до 1000 км труб. Компания собирается создавать и новые трубопроводные магистрали.
У другого монополиста, «Газпрома», прослеживаются не столь радостные перспективы. По экспертным оценкам, пропускная способность газопроводов к 2030 году может снизиться до 230—250 млрд куб. м при возможной добыче 600 млрд куб. м газа в год. Поэтому среди инвестиционных планов этой корпорации приоритетной задачей стоит модернизация существующих магистралей.
Весьма аварийное хозяйство
По информационным источникам Greenpeace, в России аварии на нефтепроводах происходят в основном по причине износа труб (более 1/3 нефтепроводов имеют возраст более 30 лет), из-за внутренней коррозии (внутрипромысловые нефтепроводы) и из-за внешней коррозии (магистральные нефтепроводы).
Часто нефтепроводы прокладывают с нарушением глубины заложения. На внутрипромысловых нефтепроводах 42% труб служат менее пяти лет из-за внутренней коррозии. В результате сокращения утечек до уровня мировых нормативов можно сохранить до 24 млрд куб. м газа (по произведенным расчетам).
Внутрипромысловые трубопроводы — тема для отдельного разговора. На них происходят десятки тысяч аварий в год. По данным Совета безопасности РФ, потери нефти в России в результате аварий ежегодно составляют 1,2% от ее добычи, то есть не менее 3 млн т.
Так, на Самотлорском нефтяном месторождении ежегодно происходит 200—400 крупных разрывов трубопроводов, более 20 тыс. кв. км территории месторождения загрязнено нефтью. Техногенные катастрофы, разливы нефти происходят не один раз в год, однако многие из них тщательно скрываются.
Суммируя причины аварий на российском трубопроводном транспорте, специалисты выделяют четыре основные: коррозия труб; брак оборудования по вине предприятия-изготовителя; повреждения при проведении строительных работ; повреждения, вызванные несанкционированными или непродуманными действиями третьей стороны вблизи местоположения трубопровода.
Главный бич — коррозия
Анализ причин аварий на нефтегазопроводах, зафиксированных в актах технического расследования, свидетельствует о превалирующем влиянии коррозионного фактора. Особую опасность представляет разрушение конструкций по причине коррозионного растрескивания под напряжением (КРН).
Выход из строя такой конструкции во время ее эксплуатации может приводить к большому материальному ущербу, загрязнению окружающей среды, человеческим жертвам, так как зона распространения разрушения может простираться на расстояние от нескольких сот метров до нескольких километров. Поэтому обеспечение технической и экологической безопасности нефтегазопроводов является актуальной задачей.
Коррозионное растрескивание наносит огромный экономический ущерб народному хозяйству, вызывая повреждения деталей транспортных средств, газо- и нефтедобывающего оборудования, подземных трубопроводов, теплоэнергетического оборудования, турбин, насосов и др.
Растрескиванию преимущественно подвержены высокопрочные стали, аустенитные нержавеющие стали, а также титановые, алюминиевые и магниевые сплавы. По данным американской компании Du Pont, 21,6% общего количества зарегистрированных случаев коррозионных повреждений оборудования приходится на долю КРН.
Экономические убытки от коррозии металлов огромны. Например, в США они превышают $100 млрд в год. А в целом, по оценкам специалистов различных стран, эти потери в промышленно развитых странах составляют от 2% до 4% валового национального продукта. При этом потери металла, включающие массу вышедших из строя металлических конструкций, изделий, оборудования, составляют от 10% до 20% годового производства стали.
Методы защиты
Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» требует принятия необходимых мер по предупреждению коррозионных аварий трубопроводного транспорта: своевременное диагностическое выявление и устранение опасных коррозионных дефектов и обеспечение трубопроводов надежными средствами электрохимической защиты от коррозии.
Основными методами диагностики линейной части магистральных трубопроводов в России являются внутритрубная дефектоскопия (ВТД) и электрометрические измерения с последующим приборным обследованием состояния металла и изоляции труб в контрольных шурфах.
ВТД — наиболее информативный метод определения размеров повреждений металла трубопроводов. Однако только часть трубопроводов подготовлена к пропуску снарядов-дефектоскопов, и в ближайшее три-пять лет нереально ожидать существенного увеличения доли газопроводов с возможностью осуществления ВТД.
Фактическая результативность ВТД достаточно сильно зависит от качества используемого оборудования. Тем не менее ВТД позволяет сохранить надежность многих газопроводов малыми финансовыми вложениями. Наибольшая польза от ВТД — это ее применение на новых или относительно молодых газопроводах. На более позднем этапе основным видом диагностики трубопроводов, по мнению экспертов, должен стать коррозионный мониторинг.
Организационные решения
Во всем мире давно уже признана необходимость специальных служб защиты трубопроводов от коррозии как самостоятельных структурных подразделений, обеспечивающих безотказную и безаварийную работу нефтяных и газовых магистралей. Для таких служб должны готовиться квалифицированные специалисты инженерного уровня.
К сожалению, в России эта истина оказывается неочевидной. Централизованная самостоятельная служба защиты от коррозии в настоящее время сохранилась лишь в ОАО «Газпром». В отраслях ТЭК и на основных промышленных производствах функции этой важнейшей службы совмещают с другими производственными задачами (общеэнергетическими, производственными и т.п.).
Высшие учебные заведения нефтяной и энергетической специализации давно исключили из программы подготовки специальность «Защита от подземной коррозии». Курсы переподготовки инженерно-технического персонала по противокоррозионной защите носят случайный, не системный характер.
Активную роль в борьбе с рисками для нефтепроводов играют специализированные компании, занимающиеся их диагностикой. Рынок таких компаний активно расширяется. И их использование в качестве независимых структур позволяет рассчитывать на серьезное улучшение ситуации в нефтегазопроводном хозяйстве страны.