Практически любая российская нефтяная компания вынуждена иметь дело с неприятным «историческим наследием» — неутилизированными шламовыми амбарами и значительными нефтяными разливами. Это результат хозяйственной деятельности времен СССР, когда, наращивая добычу, за ценой никто не стоял. Сегодня ситуация меняется, причем на государственном уровне. Крупнейшие компании (например, «Газпром нефть») предпочитают вкладывать средства в безопасность трубопроводов, чем переплачивать за загрязнения. Об этом пишет София Зорина в статье «Чистая территория», опубликованной в журнале «Сибирская нефть».  Информ-Девон приводит этот материал с некоторыми сокращениями.

КРАТНЫЕ УБЫТКИ ПРИ ЗАГРЯЗНЕНИИ

В начале двухтысячных был принят ряд постановлений Правительства РФ, регламентирующих обязательные меры по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов. В результате бизнес встал перед необходимостью выделять средства на разработку и реализацию специальных программ по ликвидации аварийных разливов. 

Государство постепенно ужесточает наказания за причинение вреда окружающей среде. В 2007 году, например, был установлен принцип так называемых кратных убытков, при котором штрафы за нарушение лесного законодательства и повреждение почвы исчисляются исходя из четырехкратной стоимости лесообразующей породы.

Нефтегазодобывающие компании обязаны предоставлять в правительственную комиссию по вопросам ТЭК программы реконструкции внутрипромысловых трубопроводов. При этом до конца 2016 года планировалось составить список загрязненных земель, в том числе и с привлечением космической съемки. 

Минприроды РФ выступает за стократное увеличение штрафов за сокрытие нефтеразливов, неготовность к их ликвидации или предоставление неполной информации о загрязненной территории.

Согласно канадским законам, если нефтяная компания допускает три утечки на своем нефтепроводе, у нее отнимают лицензию. В России нефтяники нередко ограничиваются лишь дополнительной строкой в бюджете на выплату штрафов за нефтяные разливы. В «Газпром нефти» предпочитают тратить деньги на превентивные меры, пишет автор.

С резким повышением удельной аварийности трубопроводов в «Газпром нефти» столкнулись в 2009 году. Бывший владелец ряда зрелых добывающих активов —«Сибнефть» — в преддверии сделки по продаже не спешила вкладывать средства в обновление фонда трубопроводов. А новый собственник после покупки компании сосредоточился на других задачах, оперативно занимаясь лишь залатыванием дыр и ликвидацией аварий. В итоге количество утечек за четыре года с момента покупки «Сибнефти» возросло в три раза и существенно превысило среднеотраслевой уровень.

ДОЛГОСРОЧНЫЕ ПРОГРАММЫ ДЛЯ ЭКОБЕЗОПАСНОСТИ

Значительно снизить аварийность на трубопроводах можно лишь за счет комплексного подхода к решению проблемы. Это подразумевает в первую очередь долгосрочное планирование замен устаревающих трубопроводов. В основу планирования должны ложиться данные диагностики и мониторинга коррозии.

Процесс минимизации затрат отходит на второй план, если речь идет о снижении экологических и промышленных рисков, говорит начальник департамента добычи нефти и газа «Газпром нефти» Александр Шушаков.

Программа «Чистая территория» по уровню финансирования намного превзошла все прежние проекты компании, направленные на управление целостностью промысловых трубопроводов. Программа предполагает замену порядка 400 км трубопроводов в год.

«Мы знаем об инерционности трубопроводной системы и понимаем, что улучшения ситуации за один-два года ждать не следует. Тем не менее тренд на ежегодное снижение уровня отказов уже сформировался», отмечает Шушаков.

В ноябре 2009 года в «Газпром нефти» приняли программу повышения надежности трубопроводных систем, предусматривающую увеличение жизненного цикла трубопроводов в два-три раза и снижение показателя удельной аварийности к 2013 году вдвое.

На каждом добывающем предприятии были созданы подразделения по эксплуатации трубопроводов — они и взяли на себя ответственность за снижение уровня аварийности. Это позволило внедрять и отслеживать все сопутствующие процессы: своевременную очистку трубопроводов от отложений и их защиту ингибиторами, проведение масштабной диагностики, независимый контроль качества закупаемых труб и технический надзор при строительстве трубопроводов.

Для оперативного сбора, классификации и обработки данных о состоянии более 10 тыс. км. трубопроводов и поддержки принятия управленческих решений в компании внедрили программное обеспечение, модифицированное из использующегося в добыче комплекса на базе OIS. Программа стала инструментом для автоматической верстки планов по замене,реконструкции, диагностике, ингибированию, мониторингу коррозии и очистке трубопроводов.

Все это позволило более чем вдвое снизить уровень аварийности трубопроводной системы. За три года возможности принятой в 2009 году программы повышения надежности трубопроводов исчерпали себя, считает начальник управления эксплуатации трубопроводных систем «Газпром нефти» Геннадий Максимов. «Выделяемых дочерними предприятиями средств стало хватать только на сдерживание роста уровня аварийности, сохранение его на достигнутом уровне. Причем были случаи, когда эти деньги уходили на более приоритетные для актива задачи», говорит Максимов. Поэтому в 2014 году компания запустила новую целевую программу. «Газпром нефть» обязалась в этом году достичь среднеотраслевого уровня по отказам трубопроводов и в четыре раза снизить их число по сравнению с 2010 годом».

КРИТИЧЕСКАЯ ЧАСТОТА ОТКАЗОВ

В экономическом обосновании необходимости замены аварийного трубопровода существует понятие критической частоты отказов, при которой замена становится финансово целесообразной. В «Газпром нефти» за такую частоту принято принимать показатель, когда ущерб от отказов оказывается не менее чем в 1,2 раза больше затрат на замену трубопровода. Этот подход начиная с 2010 года позволял ежегодно снижать аварийность примерно на четверть от уровня предшествующего года. Однако этап динамичного снижения аварийности благодаря ремонту и замене критических объектов быстро заканчивается. Если не принимать дополнительные меры по управлению целостностью трубопроводов с частотой отказов ниже критической, аварийность будет расти.

Обеспечить защиту можно лишь за счет упреждающей замены безаварийных трубопроводов в тех случаях, когда диагностика дает неблагоприятный прогноз по отказам на ближайшее будущее. Рост протяженности заменяемых трубопроводов неизменно влечет за собой кратный рост затрат. «Обеспечение максимальной безопасности требует вложения немалых средств. Единственный способ достичь баланса вложений и отдачи — это сделать ставку на надежную диагностику — отмечает Максимов.

Компания интенсифицировала работу по испытанию и внедрению новых технологий в области строительства, ремонта, диагностики, ингибиторной защиты и мониторинга коррозии трубопроводов. С начала 2015 года на предприятии успешно прошли испытания образцов нефтегазопроводных труб из новой марки стали с повышенными технологическими характеристиками, разработанной специально для эксплуатации в условиях Крайнего Севера, сказал генеральный директор «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» Павел Крюков.

Сейчас на 45 % трубопроводов ноябрьского предприятия используют химические соединения, которые уменьшают скорость коррозии труб, тем самым значительно продлевая срок их эксплуатации. Масштабные испытания двух образцов ингибиторов нового поколения прошли на водоводах высокого давления и нефтесборных трубопроводах на всех месторождениях предприятия. Испытания доказали эффективность применения таких ингибиторов даже при снижении дозировки реагентов.

«Газпромнефть-ННГ» внедрил ряд методов контроля состояния трубопроводов, включая применение беспилотных летательных аппаратов и мобильной лаборатории неразрушающего контроля при помощи рентгенографической аппаратуры, приборов ультразвуковой дефектоскопии и толщинометрии. В 2015 году с использованием инновационных методик мониторинга и диагностики было обследовано почти 60 % трубопроводов предприятия.

БЕСПИЛОТНИКИ И МАГНИТОМЕТРИЯ

В 2014 году «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» начал использовать для контроля технического состояния нефтепроводов БПЛА. Беспилотник Chelpiper 75 с электродвигателем разработан по заказу предприятия. Аппарат может находиться в воздухе до четырех часов, покрывая за это время около 400 км. По возвращении на базу вся собранная информация анализируется, позволяя оценить внешнее состояние нефтепроводов.

Беспилотники можно использовать для аэрофотосъемки площадных объектов — месторождений, кустовых площадок. С их помощью легко фиксировать также несанкционированные проникновения на производственные объекты компании, отслеживать перемещение хищников вблизи месторождений.

В  Ноябрьске испытывают следующую версию беспилотного аппарата — оснащенную двигателем внутреннего сгорания и способную находиться в воздухе до 1 тыс. километров без дозаправки. 

Точная диагностика позволяет не только своевременно предупредить возможную аварию, но и значительно сократить протяженность заменяемых трубопроводов. До 80 % аварийного трубопровода может иметь участки с остаточным ресурсом 5–10 лет. «Выявляя такие участки, мы можем исключить их преждевременную замену, а сэкономленные деньги потратить на развитие той же диагностики или рекультивацию «исторического наследия», — подчеркнул начальник управления эксплуатации трубопроводов «Газпром нефти».

Компания запустила два научно-исследовательских проекта, направленных на разработку технических средств для определения состояния трубопроводов. Один из них, магнитометрический, относится к наружной диагностике. Он опирается на так называемую магнитную память металла, основан на регистрации магнитных полей и позволяет определять зоны локальной коррозии. К концу прошлого года успешные испытания прибора завершились в «Ноябрьскнефтегазе».

Второй НИОКР касается разработки внутритрубных индикаторов дефектов (ВИД). Это позволит диагностировать внутрипромысловые трубопроводы с небольшим диаметром (до 219 мм) — именно те, что в силу ряда технологических причин наиболее подвержены коррозии. До сих пор в России подобных диагностических приборов не создавалось, говорят в компании.

Программа «Чистая территория» предполагает ежегодное снижение потенциально аварийного фонда, дополнительные объемы ингибирования водоводов и полную рекультивацию загрязненных земель. Если все планы будут выполнены, то «Газпром нефть» сможет поддерживать нулевой уровень загрязнения.