От рекорда к рекорду
Системное развитие трубопроводов началось в СССР в середине 1950‑х годов на Урало-Поволжье и в Закавказье. Тогда, например, был построен нефтепровод Туймазы — Омск, где впервые в стране использовались трубы диаметром 530 мм, а затем, когда маршрут был продолжен до Иркутска, их размер увеличился почти в полтора раза — до 720 мм.
В 1964 году был запущен самый длинный в мире нефтепровод «Дружба», по которому начала транспортироваться нефть в восточно-европейские страны. В 60‑х годах вместе со стремительным освоением Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции велось и масштабное строительство новых нефтяных магистралей. Так, в 1967 году нефть начала перекачиваться по нефтепроводу Усть-Балык — Омск протяженностью 964 км и диаметром 1020 мм — таких мощных трубопроводов в мире еще не было. Введенный четыре года спустя нефтепровод Узень — Гурьев — Куйбышев, связавший казахстанские промыслы с российской системой нефтепроводов, поставил еще один рекорд, став крупнейшим «горячим» трубопроводом мира, на нем подогревалась высоковязкая и высокозастывающая нефть полуострова Мангышлак.
Нефтепроводы ВСТО и Заполярье — Пурпе — примеры достижений нашего времени. Первый стал самым протяженным в мире, где используются трубы диаметром 1050 мм. Второй — самый северный трубопровод России, половина которого проходит за полярным кругом. При строительстве этой магистрали была применена уникальная технология для защиты вечной мерзлоты от растепления.
Размер имеет значение
Трубопроводы «Транснефти» делятся на магистральные, по которым транспортируются нефть и нефтепродукты потребителям, и технологические. К последним относятся те, что находятся на объектах компании: на НПС, в резервуарных парках, на сливно-наливных эстакадах.
Диаметр магистральных трубопроводов варьируется от 159 до 1220 мм, что, соответственно, влияет на производительность транспортировки: чем крупнее труба, тем больше углеводородов можно прокачать по ней за единицу времени. Сейчас самые распространенные нефтепроводы «Транснефти» — диаметром 1200 мм, на долю которых приходится более четверти всех труб компании. Для нефтепродуктопроводов самый распространенный (свыше 61%) диаметр труб — 530 мм, а максимальный — 820 мм.Запас прочности
При определении необходимой толщины стенки трубы проектировщики прежде всего ориентируются на предполагаемое максимальное рабочее давление в трубопроводе. Кроме того, принимается во внимание, где и как будут проложены трубы.
На подводных переходах используют трубы, изготовленные из низколегированных сталей. При этом толщина определяется с учетом давления перекачиваемой жидкости, продольных сжимающих усилий и изгиба трубопровода на криволинейных участках. Номинальная толщина стенки для труб диаметром 1020 мм и более должна быть не менее 12 мм. В 2009 году на подводном переходе ВСТО через реку Гилюй в Амурской области использовались трубы с самыми толстыми среди российских трубопроводов стенками — 30 мм.
При прокладке магистрали через водные преграды со скальными, гравийно-галечниковыми грунтами, с валунами и в других сложных инженерно-геологических условиях применяются дополнительные защитные покрытия — стеклопластиковые, композитные или обетонированные трубы. При устройстве перехода через железнодорожные и автомобильные дороги труба укладывается в стальной, железобетонный или полимерный кожух (футляр), при этом угол пересечения трубопровода должен быть 90°. Прокладка через насыпи не допускается.
Надежные и безотказные
Магистральный трубопровод — инженерный объект, в который, кроме собственно трубы, входит различное оборудование, обеспечивающее безопасную и надежную перекачку. Одно из основных — запорная арматура, которая размещается на расстоянии не более 30 км друг от друга, чтобы в случае необходимости перекрыть потоки. Кроме того, она устанавливается на берегах водных преград, рядом с болотами протяженностью свыше 500 м, в начале каждого трубопроводного ответвления и на участках, проходящих вблизи населенных пунктов и промышленных предприятий.
Камеры пуска и приема средств очистки и диагностики (КПП СОД) располагаются каждые 120 км для трубопроводов диаметром до 400 мм, 280 км — для всех остальных. Стационарные КПП СОД монтируются на лупингах, отводах длиной более 3 км и резервных нитках через водные преграды и болота независимо от их протяженности.
Подземные трубопроводы защищают от коррозии установками электрохимической защиты (ЭХЗ). Кроме того, трубопроводы оснащены линиями технологической связи и электропередачи, системами автоматики и телемеханики, в том числе для дистанционного управления запорной арматурой, установками электрохимической защиты, системами обнаружения утечек, управления инженерно-технической системы охраны.
На нефтепродуктопроводах она производится не реже одного раза в год. Если воды в нефтепродукте содержится больше значения, установленного в нормативных документах для данного вида, то очистку проводят раз в полгода.
Внеочередную очистку выполняют при увеличении энергозатрат при перекачке на 3,5% и более, уменьшении пропускной способности трубопровода на 2% и более по сравнению с плановыми показателями. Преддиагностическая очистка проводится перед проведением внутритрубной диагностики.
Уход и контроль
На протяжении жизненного цикла трубопроводов проводится их техническое обслуживание и ремонт, за которые отвечают линейные аварийно-эксплуатационные службы, центральные ремонтные службы, службы главного энергетика, АСУТП и главного механика. Для поддержания пропускной способности и подготовки к внутритрубному диагностированию магистральные трубопроводы периодически очищаются от асфальтосмолопарафиновых веществ и воды очистными устройствами.
Чтобы выявить возможные места сужения, которые не позволят пройти внутритрубному инспекционному прибору, проводится калибровка трубопровода скребками-калибрами или снарядами-шаблонами. С помощью устройства контроля качества очистки определяется степень очистки, показывающая количество принесенного асфальтосмолопарафина, грунта и других посторонних веществ. Все необходимое для очистки и контроля оборудование разработано и производится на заводах и центральных базах производственного обслуживания «Транснефти».
Самым сложными для обслуживания считаются трубопроводы, которые пролегают по территориям, подверженным карстовому разрушению, по участкам с оползнями, с большими перепадами высот (например, ВСТО), в болотистой местности (трубопроводы Сибири и Крайнего Севера), с многолетнемерзлыми грунтами (МН Заполярье — Пурпе).
На автомате
С конца 50‑х годов на НПС стали внедряться релейные системы автоматизации в связи с массовой электрификацией нефтеперекачивающих станций, заменой насосов на центробежные, вводом технологии перекачки «из насоса в насос».
С начала 90‑х началось массовое внедрение микропроцессорных систем автоматизации и телемеханизации, дальнейшее развитие которых позволило в последующие десятилетия создать и ввести в эксплуатацию систему автоматизированного управления и централизованную систему противоаварийной автоматики. В 2022 году после внедрения Единой системы диспетчерского управления завершился процесс перехода системы диспетчерского контроля и управления на современную унифицированную программную платформу.
В ближайшие годы процесс усовершенствования отечественных систем автоматизации и телемеханики, а также контрольно-измерительных приборов продолжится.
Операция «Ликвидация»
Если на каком-то направлении объемы перекачки нефти или нефтепродуктов падают, например, из-за истощения месторождений или переориентации потоков на другие маршруты, то (в зависимости от объемов сокращения) возможны технические решения, позволяющие избавиться от излишних трубопроводных мощностей.
В случае незначительного или временного сокращения объемов перекачки на выходе НПС снижается давление для подачи углеводородов в линейную часть трубопровода. В насосных агрегатах меняются роторы на те, которые рассчитаны на меньший напор и подачу, чтобы обеспечить более высокий КПД, экономичную и энергоэффективную работу насосов. Когда ожидается сокращение объемов на длительный срок, то на маршруте выводятся из эксплуатации либо консервируются незадействованные НПС.
Если трубопровод больше не используется, он ликвидируется либо консервируется. Например, после строительства нефтепровода Суходольная — Родионовская был законсервирован участок Куйбышев — Лмисичанск от ПСП «915-й км» до Лисичанского НПЗ.
Существуют несколько вариантов того, каким образом в случае необходимости увеличивать пропускную способность магистралей. Среди них — прокладка еще одной нитки трубопровода, устройство лупинга, строительство новых или расширение действующих перекачивающих станций.
Кроме того, «Транснефть» с середины 90‑х годов применяет противотурбулентные присадки, которые снижают трение при движении углеводородов и позволяют примерно на треть увеличить объемы перекачки. С 2022 года потребность в них существенно возросла. В настоящее время используются противотурбулентные присадки, которые выпускаются на собственном предприятии компании — ООО «Транснефть — Синтез» в Татарстане.
Для повышения текучести высоковязкой нефти используется тепло, для чего компания оборудовала на трубопроводах АО «Транснефть — Север» и МН Заполярье — Пурпе АО «Транснефть — Сибирь» пункты подогрева. Также применяются депрессорные присадки, которые снижают температуру застывания, повышают текучесть нефти и нефтепродуктов при низких температурах. Такие присадки «Транснефть» использует на нефтепроводе Уса — Ухта. Применялись они и на магистрали Заполярье — Пурпе.
При выборе того или иного технического решения для увеличения пропускной способности учитываются планируемые объемы транспортировки нефти и нефтепродуктов, рассчитываются инвестиционные и эксплуатационные затраты. Например, в последние два года повышается пропускная способность трубопроводов в восточном направлении, что позволяет диверсифицировать экспорт российской нефти. За счет замены роторов в насосных агрегатах и использования противотурбулентной присадки на трубопроводной системе ВСТО в 2023 году удалось увеличить перевалку нефти в порту Козьмино на 9 млн т в год — до 45 млн т в год.
