Правда о российских нефтепроводах

Большая часть магистральных отечественных нефтепроводов (около 73%) была построена свыше 20 лет. По этой причине вся нынешняя технологическая политика компании «Транснефть» в первую очередь направлена на сохранение долговременного существующего потенциала транспортной системы. Самым очевидным итогом такой политики оказалось увеличение объема транспортировки нефти за десять лет в 1.56 раза с 299 миллионов тонн в1999 году до 466 миллионов тонн в 2009. Принимаемые компанией меры позволили снизить аварийность за тот же период в 1,9 раза: с 0.19 аварий на тысячу километров трубопроводов в 1999 году до 0,099 аварий в 2009.

Сравнение накопленной информации за 1999-2010 гг. показывает, что в процентном соотношении намного снизилось количество аварий по причине заводского дефекта, коррозии металла труб, ошибок со стороны эксплуатационного персонала трубопровода. Большинство инцидентов и аварий произошли по причине хозяйственной деятельности сторонних организаций, предприятий и отдельных физических лиц. Значительно увеличилось количество криминальных действий преступных группировок с целью хищения нефти из трубопровода.

Как говорится, чудес не бывает: заменить 50 000 километров подземных стальных труб диаметром до 1220 миллиметров в одночасье практически невозможно. Но существуют рабочие программы, имеется согласование проблем с финансированием подобных программ, есть конкретная работа, результаты которой можно легко проверить.

Крупнейшими странами по протяженности действующих нефтепроводов являются США (85 тысяч километров), Западная Европа (35.3 тысяч километров), страны-члены ОПЕК (20 тысяч километров).

Среднее количество аварий и инцидентов, приходящихся на тысячу километров, составило в среднем 0.06 отказов в год за 1999-2009 гг., причем эта цифра значительно меньше, нежели на трубопроводах американских и европейских компаний: на европейских нефтепроводах, по имеющимся официальным данным, среднее число отказов за 1991-2006 гг. зафиксировано на уровне 0.32 отказа в год, в США этот показатель составил 0.48 отказов ежегодно.

При этом анализ данных показывает, что соотношение причин отказов на американских и отечественных в целом практически идентично (если не считать несанкционированные врезки, распространенные в России, количество которых резко возросло с 2000 г.). На российских нефтепроводах значительно выше (в два раза) количество отказов по причине заводских дефектов и плохого уровня проведения строительно-монтажных работ, в США в 1,5 раза больше отказов из-за активных внешних воздействий. В Европе имеется три главных причины аварийности и утечек - внешние воздействия (36%), механические повреждения (24%), коррозия металлических труб (29%).

Возраст отечественных магистральных нефтепроводов меньше, чем США, где половина общей протяженности трубопроводов имеет возрастом свыше 50 лет. В Европе 37% труб эксплуатируется более 40 лет. /p>

Старение трубопроводов само по себе не приводит к катастрофическим последствиям. И в России, так и за границей проводится их планомерная постоянная замена, а использование современных прогрессивных способов технической диагностики и основанный на этом своевременный ремонт обнаруженных дефектов дают возможность обеспечить приемлемый уровень нормативной надежности.

Внутритрубная диагностика

Суть подобной технологии заключается такова: по участку трубопровода длиной не более 350 километровв потоке нефти или любого рабочего продукта пропускается специальный внутритрубный прибор, который на всем пути следования определяет состояние стенок трубопровода и сохраняет полученную информацию во встроенном накопителе. В дальнейшем эта информация берется за основу для определения технического состояния данного участка трубопровода. Имея полную информацию по типам и физическим размерам обнаруженных дефектов, производятся расчеты долговечности и прочности трубопровода, производится ремонт труб. Все эти меры позволяет удовлетворительным образом управлять техническим состоянием трубы. /p>

В 90-х годах ОАО Акционерная Компания «Транснефть» создала дочернее предприятие, Центр технической диагностики «Диаскан», главной задачей которого стало проведение диагностических работ на нефтепроводах компании.

С 2001 года в ЦТД «Диаскан» производятся работы, связанные с разработкой диагностического оборудования. Предприятие выполняет полный комплекс работ по проектированию, испытаниям оборудования, проведению комплексной диагностики трубопроводов, определению технического состояния нефтепроводов и его мониторингу. /p>

Сегодня можно утверждать, что в области диагностики трубопроводов «Диаскан» считается одним из мировых лидеров. В компании самостоятельно разработаны и изготовлены 36 дефектоскопов, которые по техническим и эксплуатационным характеристикам ни в чем не уступают зарубежным образцам. Это оборудование активно эксплуатируется, чем достигается полная независимость компании от западных подрядчиков в области диагностики. Специалистами компании разработаны также комбинированные дефектоскопы, которые используют некоторые физические принципы обнаружения дефектов, и дефектоскопы-толщиномеры с увеличенной разрешающей способностью, не имеющие аналогов в мире, которые позволяют производить операции, недоступные зарубежным приборам.

Ежегодные объемы производства компанией диагностических работ, связанных с линейной частью магистральных нефтепроводов, составляют 25-27 тысяч километров.

Результаты диагностических обследований технического состояния магистральных нефтепроводов служат основой для организации выполнения плановых и текущих ремонтных работ. Для этого в ОАО Акционерная компания «Транснефть» ежегодно разрабатывается и реализуется «Комплексная Программа реконструкции и капремонта объектов трубопроводов».

Давно построенная труба - не обязательно аварийная труба

Для исследования связи между возрастом нефтепроводов и частотой аварий или отказов, ОАО «Транснефть» совместно с институтами машиноведения (ИМАШ) и металлургии и материаловедения им. А. А. Байкова (ИМЕТ) РАН провела значительный объем экспериментальных работ, связанных с изучением трубных сталей, которые находятся в эксплуатации свыше 25 лет.

За шесть лет было испытано более 370 трубных образцов и 3000 стандартных образцов металла трубопровода, включая структурные, металлографические и фрактографические исследования, проведенные на уникальном оборудовании ИМЕТ Российской академии наук и ОАО Центр технической диагностики «Диаскан».

Результаты циклических стендовых испытаний показали, что уровень испытательного давления, которое были в состоянии выдерживать исследуемые образцы, намного выше уровня заводского испытательного давления.

Деградация механических свойств и деформационное старение металла труб, отработавших более 25 лет, проявляются на некоторых участках трубы, которые содержат концентраторы напряжений. Это в основном дефекты сварочных швов или стенок труб. После обнаружения и ликвидации дефектов нефтепроводы можно опять эксплуатировать в течение длительного времени. Трубы, произведенные из сталей марок 17Г и 17ГСУ, могут эксплуатироваться еще приблизительно 30 лет. В результате исследований выявлен ряд так ненадежных марок сталей: 17ГС, «Ц», 19Г, 14ХГС. Все они взяты на строгий учет и заменяются при проведении ремонта в первую очередь.

Современные методы ремонта

В России, впрочем, как и за рубежом, в технологиях ремонта нефтепроводов проделан длительный путь от вырезки «катушек», для производства которой необходимо останавливать транспортировку продукта, до ремонтных муфт современных конструкций, которые позволяют обойтись без остановки перекачки.

Вырезка «катушки» и вварка вместо него нового участка – метод, хорошо изученный и давно известный. Однако далеко не всем известно, что технология сварки с прошлого века принципиально изменилась. С 2000 года значительно увеличены требования «Транснефть» к механическим характеристикам металла сварных швов. Значение ударной вязкости, например, увеличено в 1.8 раза, введен тройной контроль шва (рентгенография, визуальный и ультразвук), применяется новое поколение сварочных аппаратов с автоматической регулировкой всех параметров сварной дуги.

В конце 80-х годов прошлого столетия ремонт единичных механических и коррозионных дефектов начали выполнять с применением ремонтных муфт, у которых внутренняя полость заполняется быстро застывающими композитными материалами (композитно-муфтовая технология). При использовании композитов во время наложении постоянных муфт отпадает необходимость в проведении сварочных работ и даже в вырезке отдельных дефектных участков. Технология КМТ сегодня широко используется в «Транснефти».

В 2000 году в Центре технической диагностики «Диаскан» проводились испытания ремонтных конструкций на трубах с дефектами в количестве 55 штук, диаметры труб различных марок сталей - от 530 до 1220 миллиметров. На основании результатов этих испытаний были внедрены в практику ремонтные конструкции, которые в состоянии восстанавливать прочность обнаруженного дефектного участка на срок не менее 30 лет до уровня бездефектной трубы.

Ремонт и диагностика: зарубежный опыт

Американские нефтяные компании тратят огромные финансовые средства на ремонт и диагностику трубопроводов, причиной этого являются возросшие штрафные санкции, применяемые в случаях утечки нефти в связи с принятием в 2002 году закона в области безопасности трубопроводов.

В 2001 году в США разработали «Концепцию обеспечения целостности нефтепроводов», которая предлагала комплекс решений, способствующих сохранению пропускной способности старых трубопроводов с одновременным повышением уровня экологической и эксплуатационной защиты, а также достаточных экономических показателей, способствующих их безопасной эксплуатации.

Новые принципы под названием «продление периода низкой вероятности возникновения дефектов» или «новые схемы эксплуатационной пригодности» дают возможность значительно увеличить срок эксплуатации нефтепроводов - до 80 -100 лет.

Западноевропейские трубопроводные компании сегодня активно эксплуатируют 159 трубопроводов, общая длина которых - 35390 километров. По данным, приведенным CONCAWE, в 2006 году было выполнено обследование 7020 километров трубопроводов.

Комплексная программа ОАО «Транснефть»

В 2010 году в компании была сформирована и утверждена «Программа капитального ремонта, технического перевооружения и развития объектов магистральных трубопроводов на период 2011-2017 гг.». Этим документом предусматривается до 2017 года замена нефтепроводов протяженностью 6503.61 километров, а также ремонт и реконструкция 481 резервуара совокупной емкостью 8349 тысяч кубометров, в том числе возведение 56 новых резервуаров емкостью 1079 тысяч кубометров.

По всем отдельным участкам магистральных трубопроводов, эксплуатирующимся 30 лет и более, которые должны быть заменены в последующие годы, проведено детальное диагностическое обследование их состояния, произведены необходимые расчеты относительно сроков их безопасной эксплуатации.

Если говорить о финансировании данной программы, то она имеет такую структуру: 61% всех финансовых средств пойдет на объекты линейной части, 12,3% будет направлено на работы в резервуарных парках системы.

В первую очередь в рамках «Программы...» будут заменены следующие участки:

• переходы через малые водотоки и водные преграды, участки магистральных трубопроводов, построенные в 60-70-х годах с использованием труб из ненадежных марок сталей;
• участки с повышенной концентрацией дефектов;
• участки на выходе перекачивающих насосных станций с рабочим давлением свыше 4,0 МПа, которые имеют самый напряженный режим работы;
• участки, возведенные с использованием подкладных колец;
• участки, которые расположены в местах, требующих приведения в соответствие с нормативными документами (например, по границам застроек гражданскими и промышленными зданиями и сооружениями);
• переходы через водные преграды, если они имеют сроки эксплуатации свыше 30 лет, или имеющие значительные отклонения от нормативных показателей (оголения, провисы, дефекты в русловой части, которые требуют вырезки и т.д.).

При проведении подобных работ, связанных с заменой отдельных участков магистральных нефтепроводов, применяются только трубы, обладающие заводским антикоррозионным полиэтиленовым покрытием с изоляцией стыков сварных соединений с помощью термоусаживающихся манжет, обладающие прочностными характеристиками на уровне заводского покрытия труб.

В системе магистральных трубопроводов присутствуют участки, на которых невозможно провести внутритрубную диагностику технически (прежде всего это относится к перемычкам). На этих участках компания использует специальную технологию: гидравлические испытания и визуально-диагностический контроль. На 2011-2012 годы запланировано проведение обследования 53985 метров перемычек. В 2010-2015 годах пройдут гидравлические испытания недиагностируемых участков линейной части трубопровода (878 километров). А гидравлические испытания технологических нефтепроводов составят 433.2 километров.

Нефтепровод «Дружба»

Экспортный трубопровод «Дружба» также занимает довольно значительное место в программе ремонта и реконструкции «Транснефти», проводится постоянная планомерная работа по поддержанию нефтепровода в рабочем состоянии. За последние 7 лет 137 километров нефтепроводов были заменены, ликвидированы все обнаруженные дефекты, которые были заложены во время строительных работ в 60-70-х годы прошлого века.

Сегодня в соответствие с программой темпы реконструкции и ремонта увеличиваются в несколько раз. Например, только в 2011 году будет произведена замена 303.7 километров трубопровода, а за 2012-2017 годы -1161.75 километров.

Новая нитка «Дружбы»

Компания особое внимание уделяет замене подводных участков нефтепровода. В 2003-2006 годах в общей сложности произведена замена трубы протяженностью 21.3 километров на подводном участке «Дружбы-2» через Волгу, в 2009-2010 годах - протяженностью 1.81 километра на подводных участках малые водотоков «Дружбы- 1».

В течение 3 последних лет на трубопроводе «Дружба» возникло всего 4 нештатные ситуации, которые были связаны с проблемами металла.

ВСТО: надежность нового поколения

Проект ВСТО по рабочему давлению (100 атмосфер, или 10.0 МПа) не имеет аналогов ни в России, ни за границей, поскольку все существующие магистральные нефтепроводы в России имеют проектный предел 64 атмосферы. Для обеспечения требуемой надежности толщина стен трубопровода увеличена до 30 миллиметров.

Для взведения нефтепровода ВСТО-1 разработаны некоторые специальные технические решения, связанные с прокладкой в траншее в местах активных тектонических разломов. Они также предусматривают строительство переходов через железные дороги на участках с многолетнемерзлыми грунтами способом микротоннелирования, а также надземной прокладке нефтепровода в сильнопросадочных и просадочных многолетнемерзлых грунтах, по прокладке трубопровода на участках с погребенными льдами и курумами, по контролю оползневых процессов с применением интеллектуальных реперов. Все это в совокупности обеспечило экологическую безопасность и надежность нового нефтепровода.

Во время строительства производилась внутритрубная диагностика для проверки состояния нового нефтепровода, что является совершенно новым шагом в технологии подобного строительства.

Внедрение инновационных решений при возведении трубопровода продолжается и сегодня. В процессе строительства ВСТО-II реализуются принципиально новые решения, которые способствуют повышению безопасности и эффективности транспортировки нефти, например, создание многоуровневой защитной системы нефтепровода. В эту систему включены локальные системы противоаварийных защит, выполненных на уровне НПС, а также распределенные системы, принцип работы которых основан на гидродинамической модели нефтепровода (система защиты линейной части от превышения рабочего давления, комбинированная система обнаружения утечек различного рода, система идентификации и диагностики параметров работы оборудования магистрального нефтепровода).

Компанией разрабатываются диагностические внутритрубные приборы с высокоточной навигационной системой, предназначенные для определения координат трубопровода, а также для оценки напряженно-деформированного состояния. Этот пилотный проект в ближайшее время будет распространен на всю систему нефтепроводов «Транснефти».

После ввода в эксплуатацию BCTO-I по нему транспортировано свыше 27.8 миллионов тонн нефти, причем без учета реверсивной транспортировки, что подтверждает эксплуатационную надежность трубопроводной системы.

Игра на трубе

Не является секретом, что здания, в том числе и жилые, возраст которых перевалил за нормативный срок, никто не собирается сносить в срочном порядке и взамен строить новое жилье. Мы твердо знаем: имеется программа по их ремонту и реконструкции. Однако почему именно тема надежности нефтепроводов разыгрывается с таким завидным постоянством? Возможно, это связано с той значительной ролью, которую обеспечивают магистральные нефтепроводы в экономике страны?

В СМИ постоянно воспроизводятся одни и те же стереотипы: «нефтепроводы изношены», «трубопроводы ржавеют и стареют», «запасы истощены», «ремонт мелкотравчатый», «масштабная катастрофа». В массовое сознание искусственно внедряется миф: нефтепроводы бесхозны, а нефть заливает леса и реки. А раз они бесхозны - нужен хозяин.

С момента, когда СССР канул в лету, время от времени поднимается вопрос, причем на разных уровнях, о собственности на нефтепроводы страны и возможности ее приватизации. При этом надежность отечественных нефтепроводов подвергается сомнениям по вполне понятной прагматичной причине. Цель - обесценить основные фонды для их приватизации по минимальной цене. Это вряд ли принесет ее инициаторами требуемые результаты: ценность трубопроводов и их значимость осознает вся правящая элита.

Программа модернизации нефтепроводов, которая разработана и проводится «Транснефтью», находится в поле зрения модернизационного курса Президента Российской Федерации Д. А. Медведева. Она носит комплексный и системный характер, ориентируясь на оптимизации затрат и ресурсов. Поэтому лоббисты схем «не нужно ремонтировать, лучше заменим одни трубы на другие» вряд ли могут на рассчитывать на успех.

Система магистральных трубопроводов – пожалуй, один из главных факторов влияния власти на ситуацию, сложившуюся в нефтяной отрасли. ОАО «Транснефть» обеспечивает интересы государства только в том случае, если останется государственной компанией, делающей ставку на надежность всех проложенных маршрутов.

По материалам vstoneft.ru