Система трубопроводного транспорта в России — одна из крупнейших в мире и сегодня составляет более 285 000 км. Ещё чуть-чуть, и по этим трубам можно было бы достать до Луны, ибо среднее расстояние от Земли до её естественного спутника равняется 384 400 км.
Продолжая сравнительную математику, отметим, что 54 000 км от общей протяжённости приходятся на нефтепроводы (оборот вокруг планеты составляет чуть более 40 000 километров). И, как отмечают эксперты, значительная часть этих транспортных магистралей уже давно превысила нормативный срок своей службы, который составляет 25 лет. Средний возраст многих действующих трубопроводов в России — 27-30 лет.
За ярким примером не нужно далеко ходить. Действующему нефтепроводу «Дружба» в 2020 исполнилось 54 года.
Многие изделия, произведённые советской промышленностью, действительно отличаются повышенной стойкостью и долговечностью. Советские станки или земснаряды сегодня активно применяют на современных предприятиях.
Однако нельзя забывать тот факт, что перед использованием их предварительно ремонтировали и модернизировали. Потому что даже такие изделия имеют свойство дряхлеть и изнашиваться с каждым новым пройденным годом.
«Более 75% нефтепроводов в России построены более 20 лет назад — это значительный срок для эксплуатации, к тому же большая часть проложена подземным способом, и технологий антикоррозионной защиты, предлагаемых современными реалиями, раньше попросту не существовало.
Также нужно учитывать, что в периоды нестабильной ситуации в России, в 1990-х и начале 2000-х годов, не все нефтепроводы строили надлежащим образом. Большинство «свежих» труб проложены от новых разрабатываемых месторождений. Хотя в рамках политики нефтяных компаний, направленной на вывод скважин из бездействия, следует обратить внимание на то, что потребуется и обновление транспортной инфраструктуры.
Нужно ли менять старые постройки? Конечно, да. Для активного наращивания добычи нефти и вывода скважин из бездействия, безусловно, потребуется обновлённая инфраструктура транспортировки нефти», — заметил генеральный директор ООО «Мегапромгруп» Семён Голодков.
«Одним из ключевых факторов в нашей работе с текущего года станет выполнение проектов «под ключ». Иными словами, будем начинать с производства части деталей и заканчивать их монтажом и вводом объекта в эксплуатацию.
На наш взгляд, такой подход намного эффективнее раздельного сервиса именно в рамках строительства и реконструкции трубопроводов. Он даст не только экономический эффект, но и повысит ответственность компаний-исполнителей за качество выполняемых работ».
Непросвещённые в вопросах нефтяной промышленности обыватели могут задать вопрос: «Неужели с современным уровнем технологий так сложно открыть «свежие» месторождения и построить новые нефтепроводы?».
На официальном сайте проекта «Транснефть» «Энциклопедия технологий» можно найти достаточно подробный ответ на этот вопрос. В тексте проектной статьи уточняют, что это усреднённые, ориентировочные показатели, которые не учитывают категории нефтепроводов, а также стоимостные поправки на районы их прокладки.
«Прежде всего определяются ориентировочные годовые пропускные способности нефтепроводов с различными диаметрами. Например: сметная стоимость сооружения линейной части одного участка нефтепровода с диаметром Ду = 700 мм и протяжённостью 100 км составляет 50 млн $ США.
Далее рассчитываются сметные стоимости перекачивающих станций (ПС) магистральных нефтепроводов с различным диаметром. Стоимость сооружения одной ПС на нефтепроводе с условным диаметром Д = 700 мм составляет 15 млн $ США.
В следующей таблице приведены удельные сметные стоимости сооружения одной тысячи кубометров резервуарного парка магистральных нефтепроводов с различным диаметром.Сооружение резервуарного парка с общей вместимостью 250 000 куб. м на ГПС нефтепровода составит 17,5 млн $ США.
Опираясь на эти цифры, нетрудно оценить сметную стоимость строительства нефтепровода с протяжённостью 1000 км, имеющего в своём составе восемь ПС и три резервуарных парка: два на ГПС и в конце нефтепровода с вместимостью по 250 000 куб. м каждый и один — промежуточный с вместимостью 50 000 куб. м. Она составит 660 млн $ США».
То есть это более 51 миллиарда рублей при нынешнем курсе (1 доллар = 77.3262 рублей). И если учесть, что валюта сегодня очень непостоянна, то эта сумма может быть выше.
Есть ещё один момент, относящийся к обстоятельствам непреодолимой силы: с каждым годом становится всё сложнее открывать новые залежи, из которых можно было бы извлекать ресурс с минимальными усилиями и затратами.
Конечно, поиск и открытие новых месторождений всё равно продолжаются, потому что при активной добыче на советских точках (или открытых в начале XXI века) запасы «чёрного золота» будут сильно истощаться.
По данным Минприроды, за первые два квартала 2020 года в стране запустили 11 новых месторождений углеводородного сырья. Только эти залежи не очень-то внушительные — объём местных запасов составил всего 30 млн тонн. Это в 9 раз меньше, чем добыли за тот же период на давно работающих станциях (около 270 млн тонн). Практически все новые месторождения относятся к категории мелких и очень мелких. Значит ресурсы, вложенные в открытие и запуск этих небольших точек, ещё и не так быстро восполнятся.
Поэтому, как отмечают эксперты, постепенный ремонт и замена действующих ныне нефтепроводов для улучшения их состояния — пока самый рентабельный вариант. Безусловно, он также достаточно дорогостоящий, но куда более окупаемый. Особенно, когда такие непростые работы проводят комплексно.
«Безусловно, обновление нефтепроводов — это весьма затратная составляющая нефтяного рынка. С другой стороны, риски загрязнения огромны, это большая ответственность компаний. В том числе ответственность материальная», — высказал мнение Семён Голодков.
Наш эксперт не зря упомянул риски загрязнения окружающей среды – именно к таким последствиям может привести вовремя не отреставрированный нефтепровод. По данным Министерства энергетики, в 2019 году на предприятиях ТЭК произошло более 17 тыс. аварий, результатом которых стали разливы нефти. Из них 10,5 тыс. случаев на нефтепроводах.
«Детализируя данные Минэнерго и Центрального диспетчерского управления топливно-энергетического комплекса (ЦДУ ТЭК), можно утверждать, что 90% аварий на трубопроводах случается из-за коррозий. И значительная часть ЧП происходит именно на старых нефтепроводах, эксплуатируемых ещё с советских времён.
Помимо длительного срока службы на износ трубопроводов влияют условия внешней среды (скачки температуры, например), а также качество перекачиваемого по трубам продукта. Ведь нефть может быть неочищенной и содержать ряд дополнительных агрессивных веществ, которые вполне способны «подточить» металл изнутри.
Все эти факторы, по-хорошему, должны быть указаны в специальном паспорте каждого нефтепровода.
Только, как показывает практика, масштабную паспортизацию труб у нас в стране всё же не проводят. Зато существует практика продления срока службы нефтепровода на основании экспертизы промышленной безопасности, которую проводят не государственные органы, а юридические лица, имеющие на это лицензию.В результате сроки эксплуатации растут, и основное количество аварий (согласно открытым данным) случается как раз после такой процедуры продления. То есть институт промбезопасности не работает. Россия по-прежнему на первом месте в топе стран по количеству аварий и разливаемой нефти в год», — подчеркнула эксперт по социально-экологическим вопросам, связанным с добычей нефти и изменением климата, координатор проектов по климату и энергетике Greenpeace* России Елена Сакирко.
Специалист отметила, что в правительстве всё же вводят грамотные решения, способные улучшить ситуацию, но очень плохо доводят их до нефтепромышленников. Хотя повышенный контроль и реальная угроза серьёзных штрафов и наказаний могут усилить мотивацию и ответственность работников отрасли.
«Приказ Ростехнадзора от 30.11.2017 № 515, например, вводит требование ультразвуковой толщинометрии стенок нефтепроводов с частотой не менее двух участков на 1 км. Это хорошая инициатива, и она бы работала. Только, когда мы ездили по некоторым нефтяным регионам страны, мы отметили, что многие местные хозяйствующие субъекты вообще не знают про этот приказ.
Его надо продвигать активнее и следить за исполнением требований, в нём указанных. Это куда более полезная инициатива, чем та, которую сейчас продвигает Ростехнадзор, — а именно в принципе отменить экспертизу промышленной безопасности.
На наш взгляд, куда правильнее будет ввести запрет на продление срока службы нефтепроводов. Да, это уже такая крайняя мера, но необходимая, потому что вопрос с разливами практически не решается. Также позитивно повлиять на ситуацию может и увеличение суммы штрафов за подобные аварии, и комплекс мер, который бы повысил ответственность нефтяных компаний за сокрытие проблем.
Таким образом, чтобы избежать массы трудностей, нефтедобытчики будут просто вынуждены своевременно обновлять парк нефтепроводов. В США и Норвегии настолько серьёзные наказания, что устранять последствия там начинают буквально в ближайшие часы после аварии», — заметила Елена Сакирко.
Правильному и ответственному ремонту трубопроводов, безусловно, предшествует диагностика. Для определения состояния металла и выявления дефектов используют диасканы и другие поточные устройства, которые опускают в поток нефти и пропускают от одной камеры пуска и приёма средств очистки и диагностики (КППСОД) до другой. Уже по полученным показателям принимают решение о дальнейших действиях.
Разработки новых устройств в нише диагностики трубопроводов активно продолжаются. Например, летом 2019 АО «Транснефть-Диаскан» ввело в эксплуатацию новый комбинированный магнитный дефектоскоп с регулятором скорости, который сочетает в себе функции внутритрубной диагностики магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, а также газопроводов с наружным диаметром 32″ и 34″ стандарта АPI (32″ ГОСТ).
Также в случае опорожнённых трубопроводов стали активно применять диагностических роботов.
«Умное устройство» для автоматической диагностики и ремонта трубопроводов в январе 2020 года создали и запатентовали учёные ФИТ ТГУ.
Как отмечают на сайте учебного заведения, их машина, снабжённая ультразвуковым, инфракрасным и другими датчиками, может передвигаться по как по горизонтальным, так и вертикальным трубам. В процессе следования по трубе искусственный интеллект в режиме онлайн составляет карту повреждений и определяет необходимость ремонтных работ. Мелкие дефекты техника может устранить прямо на месте.
Если основной трубопровод выполнен из полиэтилена, роботизированный комплекс снабжают небольшим объёмом того же сырья. Материал, который затвердевает через некоторое время, машина подаёт из разбрызгивателя.
Устройств, которые осуществляют поиск неисправностей, сегодня предостаточно. И такая техника чаще всего выявляет процессы зарождения ржавчины и нарушения изоляции — это одна из основных проблем давно эксплуатируемых нефтепроводов.
«Основной угрозой для трубопроводов остаётся коррозия и, как следствие, её продукты, в особенности окалина, попадающая в насосные станции и выводящая из строя насосы. Также окалина может стать причиной выхода из строя запорно-регулирующей арматуры, что также способно привести к аварии на насосных станциях или линейных участках трубопроводов.
Конечно, к работе требуется подходить комплексно. Нефтепровод — это общая сложная транспортная инфраструктура, состоящая из множества узлов и агрегатов, поэтому безусловно, менять нужно полностью как линейные участки, так и насосные комплексы», — уточняет Семён Голодков.
Безусловно, единовременная замена всей сети банально невозможна — это даже в раздел научной фантастики не отнесёшь. Простая аналогия — человеку нельзя с первого раза провести целый ряд серьёзных операций, просто потому что ресурсы организма не перенесут такой нагрузки.
Плюс, с учётом географического фактора, о котором мы говорили выше, бывает очень сложно доставить на место ремонта весь комплекс необходимого оборудования, материалов и инструментов. Более того, глобальные работы потребуют остановки поставок нефти, что грозит серьёзными потерями не только продавцу, но и потребителям.
«В ряде случаев есть смысл вначале провести временный ремонт, а затем, после надлежащей подготовки, произвести ремонт постоянный. Временный ремонт может производиться согласно специальной технологической карте с применением различных элементов, которые бы остановили утечку из нефтепровода без замены дефектной секции трубопровода (что является ремонтом постоянным или капитальным).
При временном ремонте применяются пробки-заглушки, всевозможные уплотняющие элементы в виде хомутов, закрепляемых различными механическими способами, с последующей их обваркой», — пишут в статье проекта «Энциклопедия технологий».
Постепенный ремонт, например, методом шлифовки, заварки и установки муфт, как отмечают эксперты, можно проводить и вовсе без остановки перекачки нефти.
Во многом поэтому названные методы починки так популярны и давно применяются. В случае более масштабной модернизации в так называемых «муфтопроводах» заменяют целый отрезок трубы от одной отсекающей участок задвижки до другой. В этот процесс часто включаются проектные институты, с чьей помощью разрабатывают новый участок трубы, а потом подключают (врезают) его к действующему нефтепроводу.
Однако, технологии не стоят на месте. Специалисты отрасли и учёные активно разрабатывают не только современные средства диагностики, но и новые способы ремонта и модернизации нефтепроводов.
«Сейчас идёт суд «Норникеля» с Росприроднадзором — впервые в истории назначен такой штраф, который реально как-то говорит об ущербе, который компания нанесла окружающей среде. Компания его оспаривает, считая его слишком высоким.
Конечно, стоит учитывать сложности, которые несёт географический фактор — из-за него и открытие новых месторождений, и ремонт работающих трубопроводов, и устранение аварий, конечно, выходит затратнее и сложнее, чем в других странах.
Однако из-за того, что нет должного контроля, растёт и безответственность, и стремление сэкономить на модернизации, получив выгоду быстрее и без лишних усилий. Многим компаниям становится выгоднее скрыть разлив или заплатить небольшой штраф, чем делать полноценный грамотный ремонт».
Сегодня наиболее перспективными считаются методы ремонта трубопроводов без вскрытия грунта или бестраншейные. Такие технологии незаменимы в случаях, когда ремонт традиционным (открытым) способом может навредить природному ландшафту, водоёмам или находящимся рядом населённым пунктам и автомобильным или железным дорогам.
К ним относятся:
• санация труб методом протаскивания полимерного «чулка», когда новый полимерный рукав из кислотоупорного полимерного волокна
создают прямо внутри старого трубопровода;
• протаскивание новых полиэтиленовых труб с разрушением старых;
• протяжки недеформированных новых труб в старые с неплотным (или плотным) прилеганием;
• протяжка деформированной трубы в старую трубу и восстановление её формы под давлением;
• восстановление короткими модулями;
• горизонтально направленное бурение;
• микротуннелирование.
Какой из методов лучше применить, решают на основе анализа внешних условий и непосредственно состояния ремонтируемого нефтепровода.
Не меньшей популярностью пользуется применение специальных защитных составов.
Устойчивость к коррозии повышают за счёт эпоксидного и силикатно-эмалевого покрытий, а также применения полимерных армированных и стеклопластиковых материалов. Срок службы трубопроводов сегодня также увеличивают благодаря игибиторной и электрохимической защите.
В случае новых трубопроводов специалисты особенно обращают внимание на предвосхищение дефектов. Для этого сегодня используют различные датчики, контролирующие состояние труб, глубинные анодные заземлители и станции катодной защиты для эффективного предотвращения коррозии металла.
«Инновации на сегодня имеются в направлениях антикоррозионных покрытий, качественных запорно-регулирующих узлов, теплоизоляции трубопроводов. Хотя из-за сложности взаимодействия с проектными учреждениями многие модели не так широко распространены в нефтепроводах, как в газопроводной инфраструктуре. То же касается и направления теплоизоляции трубопроводов.
Во многом инновации нацелены на увеличение срока службы трубопроводов. Стоимость у них не самая низкая, но она вполне обоснована, если пересчитать на межремонтный период — совершенно объективно станет понятно, что инновации имеют значительный положительный экономический эффект», — уточняет Семён Голодков.
«Главная опасность б/у труб состоит в их высоком показателе изношенности после эксплуатации в нефте- или газопроводе. Если внешне такая труба может ничем не отличаться от новой, то разница в технических и эксплуатационных характеристиках между ними налицо.
Накопленные структурные изменения, механические, коррозийные и физические повреждения снижают пластичность, сопротивление хрупкому разрушению и термоциклическую долговечность материала труб. Их остаточный технический ресурс не гарантирует надёжность и не обеспечивает нормативную долговечность объектов, из которых они построены.
Несмотря на это, старые трубы повторно нелегально попадают на рынок (чаще это сегмент строительства и ЖКХ, но есть и случаи установки б/у труб в объекты ТЭК) после демонтажа и кустарной очистки «серыми» предприятиями-«реставраторами».
Доля продукции с поддельными товарными знаками и маркировкой известных производителей (контрафакт) или сертифицированной по ГОСТу на новые трубы (фальсификат) сегодня составляет 6-7% и остается острой проблемой отрасли.
Такие трубы в разы увеличивают риск возникновения аварий и травм людей. На основании данных СМИ, за последние 7 лет ФРТП зафиксировал более 4450 случаев аварий в системах тепло- и водоснабжения, произошедших по причине изношенности труб.
В результате этого погибли более 75 человек и более 230 человек получили травмы различной степени тяжести».
Также стоит отметить, что старые нефтегазовые трубы могут принести вред, не только находясь ещё непосредственно в составе действующего трубопровода, но и уже будучи демонтированными.
Согласно данным «Фонда развития трубной промышленности» (ФРТП), на теневом рынке сегодня задействовано более 200 площадок, которые занимаются кустарным восстановлением б/у труб и их перепродажей на ремонтные участки.
Изношенные трубы отмывают, устраняют видимые дефекты, обжигают (в процессе чего в атмосферу выделяются вредные вещества), покрывают специальными составами и потом перепродают по заниженным ценам.
И чаще всего б/у трубы с газо- и нефтепроводов реализуют в сфере строительства и ЖКХ. Специалисты подчёркивают, что в данном случае речь идёт уже не только об экологическом аспекте, но и о здоровье и жизни людей.
«Так, одно из последствий подобной ситуации — последующее незаконное использование демонтированных и изношенных труб нефте- и газопроводов в строительстве и в ЖКХ.
По оценке НО «Фонд развития трубной промышленности», до недавнего времени ежегодно для строительства и ремонта трубопроводных инженерных систем незаконно использовалось более 500 км бывших в употреблении труб. Эта сфера регулировалась слабо.
Однако в 2017-19 гг. Правительством РФ был принят комплекс законодательных мер: запрет на вторичное применение металлопроката в большинстве типов зданий и сооружений нормального и повышенного уровня ответственности, присвоение бывшим в употреблении стальным трубам IV класса опасности и их обязательная паспортизация, осуществление демонтажа только лицензированными организациями.
Это позволило сократить рынок б/у труб в два раза — с 1,2 млн тонн до 600 тыс. тонн. Сегодня в фокусе внимания — дальнейшее усиление государственного контроля за соблюдением уже принятых в России мер для ограничения оборота небезопасной б/у продукции», — отметил директор НО «Фонд развития трубной промышленности» Игорь Малышев.
Контрафакт мешает и непосредственно ремонту старых нефтепроводов. Не только сами трубы, но и инновационные продукты и покрытия также сегодня могут оказаться подделкой.
«Сегодня наблюдается быстрое заполнение рынка контрафактом, который, в свою очередь, побеждает в конкурентной среде на электронных площадках. Ряд нефтяных компаний для создания конкурентной среды наложил вето на применение в проектах по строительству и реконструкции трубопроводов нормативных документов, являющихся интеллектуальной собственностью производителя.
Мотивируют этот момент борьбой с монополизацией производства того или иного изделия. Однако давайте обратим внимание, что проектные учреждения сейчас запрашивают развёрнутую информацию об изделии и затем открыто её публикуют. В итоге появляется ряд недобросовестных производителей, занижающих стоимость, конечно, пренебрегая качеством изделия. В итоге инновации не работают», — добавил Семён Голодков.
Многие специалисты подчёркивают, что усиленная борьба с подпольным и мошенническим сегментом также могла бы способствовать качественному обновлению отечественной сети трубопроводного транспорта.
*признана нежелательной на территории Российской Федерации
Текст: Мария Бобова
Читайте также: «Врезки в нефтепровод: сливной бизнес в России».
Спасибо!
Теперь редакторы в курсе.