Своевременное обнаружение и локализация утечек транспортируемого по нефтепроводу продукта является одной из важнейших задач для организации эксплуатации трубопроводов. Образование течи приводит к загрязнению окружающей среды и к значительному экономическому ущербу предприятия в виде:
• остановки добывающего фонда;
• выплаты штрафов за загрязнение окружающей среды;
• траты на аварийно-восстановительные ремонтные работы.
В настоящее время для своевременного (на ранней стадии образования) обнаружения течей на нефтепроводах разработаны системы обнаружения и локализации утечек (СОУ) [1]. Обнаружение факта утечки и определение ее местоположения осуществляются параметрическими методами на основе данных, измеряемых контролируемыми пунктами телемеханики.

Организация АО «Томскнефть» ВНК, рассматривая возможность приобретения и использования СОУ, обратила внимание на следующее требование к указанным системам [2]: «Ввод в эксплуатацию СОУ, смонтированной на МН (магистральный нефтепровод), допускается только при условии положительных результатов опытной эксплуатации и комплексного опробования СОУ». То есть первоначально приобретается, монтируется и используется «тестовый» комплект оборудования СОУ. Критерием эффективности его работы является факт срабатывания, когда на трубопроводе образовалась течь. Для этого его надо разместить на тех участках, где есть наиболее аварийно опасные дефекты. Поэтому мы и решили в первую очередь найти эти дефекты на нефтепроводах, осуществив их диагностику.

При рассматрении различных методов диагностики трубопроводов большое внимание привлекли результаты сравнения данных, полученных при внутритрубной диагностике и методом акустической томографии (АТ-метод) [3–5]:
• возможность осуществления диагностики на трубопроводах, находящихся в режиме эксплуатации;
• мобильность применения (условий ограничения применения нет, требований по предварительной подготовке трубопровода нет)
• относительно невысокая стоимость оборудования.

Был приобретен комплект прибора Каскад-3. Мы начали диагностировать участки нефтепроводов, находящиеся в эксплуатации более 10 лет при наличии факторов интенсификации коррозии (например, болото).
Порядок работы следующий. Намеченный для диагностики участок нефтепровода разбивали на единичные интервалы длиной около 200–300 м и осуществляли шурфовку для обеспечения доступа к трубе. В шурфах на концах единичного интервала на трубу устанавливались вибродатчики, входящие в комплект прибора Каскад-3. Осуществлялась запись шума тока нефти по трубе. Полученные записи обрабатывались на ПК с помощью программы АТ-Каскад.
Ниже приведены примеры полученных данных на одном из участков нефтепровода ДУ 159. Фактор интенсификации коррозии – болото. Участок разбили на два единичных интервала.

Интервал № 1. Длина 190 м.
Результаты диагностики АТ-методом представлены на графике (рис. 1), где по оси «Х» расстояние от датчика «А», по оси «У» — уровень аварийной опасности в условных единицах. Критические дефекты выделены красным цветом.
На данном интервале обнаружено три дефектных отрезка: отметки 90–100 м, 145–155 м,
170–180 м.

Исходя из возможности подъезда экскаваторной техники, на отметке 170 м был осуществлен шурф для проведения работ по экспертизе технического состояния трубы.
В ходе визуального осмотра на указанной отметке были обнаружены: коррозионные повреждения
с отслоением, язвенная коррозия (фото 1).

Минимальная замеренная толщина стенки трубы составила 5,8 мм.
Вывод на основании экспертизы: обнаруженные дефекты допускают дальнейшую эксплуатацию трубопровода около пяти лет.
Интервал № 2. Длина 278 м.
Результаты диагностики АТ-методом представлены на графике (рис. 2).

На данном интервале обнаруженодва дефектных отрезка: отметки 210 и 230 м.
На интервале 210–235 м было осуществлено вскрытие трубопровода для проведения работ по экспертизе технического состояния трубы. В ходе визуального осмотра были обнаружены: коррозионные повреждения с отслоением, язвенная коррозия (фото 2).

Максимальное утончение стенки трубы было обнаружено на отметке 231 м —
остаточная толщина 4,2 мм. Есть основания полагать, что остаточный ресурс трубы в этом месте на уровне трех лет.
Таким образом, представленный участок нефтепровода ДУ159 общей длиной 468 м
пригоден для тестирования системы СОУ.
За минувший период было продиагностирован 9 370 п. м трубопровода. Обнаружено 152 критические аномалии. На основании данных АТ-метода об аварийной опасности выявленных дефектов на 9 участках проведены шурфовка и экспертиза технического состояния трубопровода. На шести интервалах обнаружены аварийно опасные дефекты с остаточным рабочим ресурсом около трех лет. На одном интервале значительного утончения стенки трубы не обнаружено.
Таким образом, задача по определению участков для тестового использования системы СОУ решена.

При этом диагностика АТ-методом позволяет существенно сократить время на поиск дефектов, негативно влияющих на состояние трубопровода, что в свою очередь позволяет проводить точечный ремонт, получая при этом энергетический и экономический эффект.

Дополнительно. Прибор Каскад-3 является также и корреляционным течеискателем. Мы его опробовали на одном участке. Точность определения местоположения течи по факту «ноль», то есть программа выдала одинаковую дистанцию течи с ее фактическим местоположением.