Труба для нефти: что изменилось за полтора века
Транспорт нефти – от паровых насосов к магистралям с цифровым управлением
Первый нефтепровод Российской империи (Балаханы – Черный город) заработал 27 октября 1878 года на Апшеронском полуострове. Это была узкая железная труба, соединившая балаханские промыслы с заводами черногородской окраины Баку, протяжённостью десять километров и диаметром 76 мм (как тогда считали – три дюйма). Заказали трубопровод братья Нобель, спроектировал и построил молодой инженер Владимир Шухов. Паровой поршневой насос американской системы Уортингтона прокачивал по трубе около 1,3 тыс. т нефти в сутки (на проектную мощность объект вышел к 1879 году).
Техническое решение было простым. Трубы лежали прямо на земле, повторяя рельеф, стыки скручивались муфтами с конической нарезкой, а вдоль трассы круглосуточно патрулировали вооруженные казачьи разъезды: бондари и арбакеши, возившие нефть в бочках на арбах, новый транспорт встретили без энтузиазма. Зато уже через три года Владимир Шухов обобщил опыт в книге «Трубопроводы и применение их в нефтяной промышленности», заложив теоретический фундамент современной нефтяной гидравлики.
Полтора экватора
Расчеты, выполненные для десятка километров трубы, в своей основе работают до сих пор. Но значительно изменился масштаб системы, для которой их применяют. Так, в эксплуатации «Транснефти» (на компанию приходится порядка 90% всех нефте- и нефтепродуктопроводов в России) находится свыше 67 тыс. км магистральных трубопроводов и около 500 перекачивающих станций.
Для некоторой наглядности заметим, что 67 тыс. км — это примерно полтора экватора. Диаметр труб за полтора столетия вырос с 76 мм до 1020–1220, то есть в 13–16 раз. Суточная производительность увеличилась со 1,3 тыс. т первого нефтепровода до свыше 200 тыс. т в сутки на современных магистралях.
Один из наиболее крупных проектов последних 20 лет – трубопроводная система «Восточная Сибирь — Тихий океан» (ВСТО). Ее протяжённость составляет 4740 км (от Тайшета до порта Козьмино на Тихом океане), а диаметры – 1067 и 1220 мм. Пропускная способность 80 млн т нефти в год.
ВСТО пересекает вечную мерзлоту, тектонические разломы и горные участки с перепадами высот до 655 м. Зимняя температура на трассе доходит до минус 50 градусов. С начала эксплуатации системы по ВСТО прокачан 1 млрд т нефти. Первому российскому нефтепроводу для этого потребовалось бы 2107,5 лет. Разумеется, само по себе подобное сравнение не имеет смысла, но оно неплохо демонстрирует изменение масштабов отрасли.
Давление и киловатты
В 1878-м трубы соединяли муфты с конической нарезкой — сегодня стыки сварные, а рабочее давление на магистралях достигает 10 МПа, то есть в четыре раза выше, чем у первого нефтепровода. Выдерживает его сам металл: кованое железо Шухова сменили высокопрочные низколегированные стали классов К52–К60, хладостойкие (до минус 60 градусов). Толщина стенки увеличилась с 4–6 мм до 20–30 мм. К примеру, на подводном переходе ВСТО через реку Гилюй применялись трубы со стенкой 30 мм, на отводах — 33. Сварные соединения проверяют методами неразрушающего контроля — ультразвуком и радиографией.
В зонах активных тектонических разломов траншею отсыпают с пологими откосами и крупнозернистым песком, чтобы труба могла смещаться вместе с грунтом, не теряя герметичности. В районах мерзлоты переходы под железными дорогами строят методом микротоннелирования, а на оползнеопасных склонах в нефтепровод вмонтированы «интеллектуальные вставки» — измерительные секции с датчиками напряжений, которые по каналам телеметрии сообщают диспетчеру об отклонениях. Если отклонения выходят за проектные параметры, есть время отреагировать, не дожидаясь поломки.
Защита трубы стала многослойной. Наружное трехслойное полиэтиленовое покрытие наносится в заводских условиях, а вдоль трасс работает электрохимическая защита, снижающая риск коррозии. На ряде магистралей применяется внутреннее гладкостное покрытие – чем меньше сила трения в трубе, тем меньше энергозатрат на транспортировку продукта.
Двигать нефть по трубе — дело энергоемкое, и здесь произошло едва ли не самое показательное изменение. Громоздкий паровой поршневой насос завода «Борец», последняя модификация которого известна под маркой НТ-45 (подача – 45 л/с, напор – 50 атм, производительностью – 1 млн т нефти в год), с 1950-ых годов сменил компактный центробежный агрегат с электроприводом. А регулирование перекачки задвижками (то есть дросселированием, при котором энергия буквально сжигалась впустую) уступило место частотно-регулируемым приводам, меняющим обороты вала, и сменным роторам, которые помогают насосу работать ближе к оптимальному режиму при текущем грузообороте.
Насос 1878 года с паровым приводом имел суммарный КПД системы (котел/машина/насос) не выше 4–6%. Современный агрегат «Транснефти» с учетом КПД двигателя (96–97%) и КПД насоса (84–90%) имеет суммарный КПД около 83–87%.
Магистральные насосы для «Транснефти» выпускает предприятие «Транснефть — Нефтяные Насосы»: КПД до 90–91%, наработка на отказ не менее 50 тыс. часов, ресурс до капитального ремонта — 120 тыс. часов, а срок службы — не менее полувека. 
При неизменных условиях (перекачка 1 тонны на 100 км) энергозатраты сократились примерно в 14–17 раз. Если в XIX веке на это уходило около 25–40 кВт-ч (в эквиваленте сжигаемого угля), то сегодня – 2–3 кВт-ч электроэнергии.
Тем не менее, среднее суммарное годовое потребление электроэнергии насосами составляет 89% потребления энергии всей «Транснефти», что стало стимулом для реализации программы повышения энергоэффективности. В результате удалось снизить потребление энергоресурсов на 2% и эта работа продолжается.
Договор с холодом
Бакинская нефть с ее вязкостью уже в 1878-м заставила Владимира Шухова подбирать температуру перекачки. Свойства сырья по-прежнему диктуют технологию: высокопарафинистая и тяжелая, застывающая при плюс 30, она требует особого обращения. Ответ отрасли — «горячие» нефтепроводы.
Владимир Шухов еще в Баку построил первый в мире мазутопровод с подогревом; первым советским «горячим» нефтепроводом стала в 1955 году магистраль Озек-Суат — Грозный, а мангышлакскую нефть, застывающую при плюс 30–32, качают по трассе Узень — Атырау — Самара, для чего вдоль нее построили 18 станций подогрева.
Современный образец этой школы — «Заполярье — Пурпе»: труба диаметром 820–1020 мм с проектной пропускной способностью до 45 млн т в год, кожухотрубчатые теплообменники с промежуточным теплоносителем, теплоизоляция из пенополиуретана, надземные участки на сваях с термостабилизацией грунта. Химия работает заодно с теплотехникой: депрессорные присадки помогают снизить температуру застывания нефти, противотурбулентные — гидравлическое сопротивление потока, а результат зависит от состава нефтяной смеси и режима перекачки.
Пример энергоэффективности. При перекачке тяжелой нефти с вязкостью 200–300 сСт (при рабочей температуре) без подогрева производительность падает в 2–3 раза, а энергопотребление растет на 40–60%. Применение противотурбулентной присадки в дозировке 10–30 г/тонну позволяет увеличить пропускную способность участка на 15–25% при том же рабочем давлении и неизменной мощности магистральных насосов, либо снизить потребляемую мощность на те же 15–20% при сохранении прежней производительности.
Увидеть раньше аварии
Проверять состояние труб с помощью пеших обходов перестали не сразу: еще в 1980-е наружный контроль требовал раскопок и шурфовки, а утечки чаще замечал обходчик, живший рядом с трассой. Сегодня диагностические средства движутся внутри потока: внутритрубные приборы «Транснефть — Диаскан» ежегодно обследуют порядка 30 тыс. км трубопроводов без остановки перекачки.
Очевидно, что эффективность такого метода несколько выше, чем у самого опытного обходчика. Диагностический комплекс выявления произвольно ориентированных дефектов обнаруживает риски и трещины в теле трубы глубиной от 1 мм, профилемеры ловят вмятины глубиной от 4 мм и овальность сечения от 2% диаметра. Комплексы для определения пространственного положения задают геодезические координаты оси трубы с точностью до метра. Дефектоскоп на фазированных решетках позволяет выявлять трещиноподобные дефекты на ранней стадии развития.
Решение об опасности дефекта, сроках и способе ремонта принимают специалисты, оценивая глубину и форму изъяна, остаточную толщину стенки и историю его роста по данным прошлых инспекций. Финальное слово в неоднозначной ситуации по-прежнему за человеком.
За каждым обнаруженным изъяном ведется мониторинг с интервалом инспекции три-шесть лет, а ремонт — вплоть до установки композитных муфт — часто выполняется без остановки перекачки и без выпуска нефти на рельеф. Вдобавок к приборам трассу продолжают обследовать с воздуха — вертолетами и беспилотниками.
Полтора века назад десять километров узкой трубы и один паровой насос были вершиной инженерной мысли. Главная перемена с тех пор — не только в размерах. Вектор последних лет — не форсирование мощностей, а оптимизация режимов, новые стали, диагностика, цифровые системы защиты.
Наращивать пропускную способность можно, но одного более мощного насоса для этого недостаточно. Диаметр и толщину стенки, давление, свойства нефти и режимы работы станций приходится рассчитывать вместе, и решение должно выдерживать не только инженерную проверку, но и экономическую – затраты должны быть оправданными.
