Знание-сила, 1999 № 07-08 (865,866)

Первыми это поняли промысловики (кстати, они об этом знали всегда, да к тому же и общая протяженность промысловых труб гораздо больше, чем магистральных, хотя они значительно уступают в диаметре). Во-первых, в промысловых нефтепроводах, в отличие от магистральных, перекачивается не чистая нефть, а скорее нефтесодержащая жидкость, в которой вода, идущая из скважины вместе с нефтью и неравнодушная к металлу, составляет до половины перекачиваемых на промыслах объемов продукта. Во-вторых, в промысловой нефти есть и песок, и другие взвеси с абразивными свойствами. В-третьих, иные скважины дают не только нейтральные для металла углеводороды, но и агрессивные компоненты, активно разрушающие трубу, например сероводород. И хотя у промысловиков свои способы защиты трубопроводов и их ремонта, читателю становится объяснима та череда аварий, которая с некоторых пор начала трепать нервы и нефтяникам, и экологам, и правительству, и населению.

1998 год. Московская область, г. Луховицы, «Диаскан». Магнитный дефектоскоп (общий план)

Стоит также пояснить, что история развития техники гласит; после ввода в строй какой-либо системы число отказов (аварий) сначала достаточно высоко, поскольку проявляются скрытые дефекты изготовления. Затем их количество снижается, и наступает период относительной стабилизации. Третий период эксплуатации – период старения системы с неизбежным ростом отказов. Задача эксплуатационников – активно воздействовать на систему в третьем периоде ее жизни, чтобы максимально снизить эффект старения. Однако средства для этого появились не вдруг.

Поворотным пунктом в истории вопроса стала серьезнейшая авария под Уфой в 1989 году, когда из-за разлива вдоль железнодорожных путей нефтепродуктов из лопнувшей трубы сгорело два пассажирских поезда.

После этого случая по инициативе компаний «Транснефть» и «1азпром» и постановлению правительства была создана программа «Высоконадежный трубопроводный транспорт». Тем не менее до сих пор не принят закон «О нефти и газе», разработанный также по инициативе упомянутых компаний, в котором предусмотрена ответственность владельцев трубопроводов за безопасность эксплуатации.

Центр технической диагностики «Диаскан» (слова «диагностика» и «сканирование» вошли в название фирмы) был создан в 1991 году в городе Луховицы, на юго-востоке Московской области, и, как говорится, «с младых ногтей» поставил себе задачей освоить самые современные технологии и все то, что наработали к этому времени зарубежные фирмы, чтобы на этой базе создавать свою, отечественную технику. Тем более что в России уже сложились свои технологии производства труб и строительства трубопроводов, да и металл труб имел отличия от марок, используемых за рубежом.

Но вернемся к тому периоду, когда обследование и ремонт трубопроводов велись традиционными способами. Традиционно – это значит шурфы через каждые несколько сот метров, визуальный осмотр трубы, ручная приборная оценка потерь металла в ее стенке и выводы: стоит или не стоит менять данный отрезок (порою в несколько километров!). А затем следовала остановка перекачки, слив нефти в вырытые ямы, что вызывало резкие нарекания экологов, и врезка новой трубы.

1998 год. Московская область, г. Луховицы, «Диаскан». Скребок для очистки нефтепровода от отложений парафиноподобных веществ и посторонних включений

1998 год. Московская область, г. Луховицы, «Диаскан». Загрузка диагностического снаряда в приемную камеру нефтепровода

Самое обидное было в том, что до 60 процентов труб и через двадцать лет работы не содержали никаких дефектов, не были тронуты ржавчиной и могли бы эксплуатироваться и дальше. Правда, буквально в нескольких шагах от замененного отрезка трубы мог оказаться такой, который прорывался через несколько месяцев или недель. И все начиналось сызнова.

Наша дряхлеющая экономика встала перед необходимостью: или решать вопрос кардинально, то есть на всем протяжении полностью менять магистральные трубопроводы, или искать способ, указывающий конкретный адрес потенциальной аварии.

Первый вариант заведомо отпадал: ни одна страна в мире, даже самая богатая, не может сегодня позволить себе полную замену тысячекилометровых нефтяных и газовых трасс. Экономика не выдержит. Значит, надо по-другому. Но как?

Предлагался, например, изотопный метод контроля, когда по изменению гамма-потока, проходящего через поперечник трубы, рассчитывалось утоньшение стенки из-за коррозии. Но датчики могли размещаться лишь в выборочных местах и не давали полной картины состояния трубы.

Освоили методику измерения сопротивления изоляции труб, позволявшую предположить интегральный уровень коррозии на внешней стороне трубы…