Сегодня в зоне ответственности «Самотлорнефтегаза» порядка 6 тысяч километров нефтепромысловых трубопроводов. Все это требует пристального наблюдения и контроля.
Все трубы, отработавшие проектный срок эксплуатации, проверяют на прочность и износ, используя современные методы диагностики. Еще до ввода в эксплуатацию при строительстве тщательно обследуют новые магистрали. Удобно и быстро провести мониторинг внутренней полости трубопровода в процессе строительства можно при помощи роботизированного телеинспекционного комплекса. Прибор представляет собой передвижную каретку, оснащенную подсветкой и видеооборудованием. Он помещается внутрь трубы и при помощи дистанционного управления приводится в движение. Перемещаясь внутри трубы, робот фиксирует состояние внутренней поверхности и наличие скрытых от глаз дефектов.
«Комплекс работает с мая 2018 года, и за это время удалось обнаружить 62 дефектных участка, проконтролировав 365 стыков, – делится информацией Василий Лотков, начальник лаборатории неразрушающего контроля АО «Самотлорнефтегаз». – По факту выявленных недостатков принимается решение и проводится комплекс мероприятий по устранению нарушений. Все дефектные участки были отремонтированы до ввода трубопроводов в эксплуатацию, что позволило предотвратить возможные отказы. Данный комплекс позволяет значительно улучшить контроль качества строительства новых трубопроводов».
В этом году «Самотлорнефтегаз» приобрел портативный лазерный спектрометр для проведения контроля над поступающими от производителей труб и фасонных деталей заявленными заводом-изготовителем марками стали и на соответствие их проектным решениям. Инфракрасным лазером нагревается исследуемый участок трубы, и тут же на мониторе выдается анализ химических элементов контролируемого образца.
«Ранее приходилось вырезать сегмент трубопровода, увозить его в город в лабораторию неразрушающего контроля для проведения химического состава. Теперь все это делается на месте, – рассказывает Вадим Анисимов, главный специалист отдела эксплуатации трубопроводов АО «Самотлорнефтегаз», который непосредственно занимался подбором и комплектацией необходимого оборудования. – Мы остановили свой выбор на приборе отечественного производства, который не уступает по качеству и очень сильно выигрывает перед импортными аналогами в стоимости. Собственное оборудование и специалисты – это мобильность, доверие полученной информации, качество, возможность оперативно выезжать на объект».
В АО «Самотлорнефтегаз» успешно прошли опытно-промышленные испытания и с 2018 года запущен в работу новый, никогда ранее не применявшийся в обществах группы и других нефтяных компаниях способ очистки внутренней поверхности водоводов высокого давления от твердых отложений гидробарродинамическим методом. В данном способе для очистки используется поршень (скребок) специальной конструкции с многочисленными металлическими лепестками. При движении поршня по трубопроводу за счет энергии подтоварной воды струи воды прорываются вперед через лепестки поршня. Гибкие лепестки вибрируют, образуя по периметру зону мощных гидродинамических потоков, приводящих к разрушению отложений на внутренней поверхности трубопровода. Разрушенные отложения смываются вперед потоком воды и выносятся из трубопровода в приемную емкость. В 2018 году при помощи данного метода на Самотлоре очистили от отложений 22 километра водоводов высокого давления. За 5 месяцев 2019 года экономия электроэнергии на прокачке подтоварной воды по очищенным трубопроводам составила 791 тыс. киловатт-часов. В текущем году этим методом планируется очистить 15 километров трубопроводов.
В 2018 году «Самотлорнефтегаз» приобрел опытную партию гибких высокопрочных полимерно-армированных трубопроводов высокого давления, рассчитанных на эксплуатацию под давлением до 200 атмосфер. К преимуществам таких труб можно уверенно отнести коррозийную устойчивость, небольшой вес, незначительные гидравлические сопротивления, высокую пропускную способность и отсутствие осадков на стенках. Неметаллические трубы обладают хорошей гибкостью и упругостью, что в значительной степени упрощает их монтаж. Также они обладают значительно большей долговечностью (30 лет), чем стальные трубы (10–15 лет). Ранее на предприятиях компании «Роснефть» полимерные трубы на водоводах ППД не применялись. В настоящий момент проложено 9 участков общей протяженностью 4,8 километра.
Следят за трубами и с воздуха. С 2012 года в «Самотлорнефтегазе» применяются беспилотные летательные аппараты самолетного типа. Ежедневно в круглосуточном режиме они совершают облеты, контролируя состояние трубопроводов и объектов нефтедобычи. Сегодня на вооружении предприятия – десять таких летательных аппаратов.
Так что контроль за магистралями тотальный – как изнутри, так и снаружи. А использование современных методов диагностики позволяет производить своевременное устранение дефектов и снижать количество отказов на трубопроводах.
Фото: АО «Самотлорнефтегаз»