Показатели аварийности у томских нефтяников одни из самых низких по отрасли

Трубопроводы «Томскнефти» раскинулись стальными ниточками в радиусе 500 км от Стрежевого: проходят сквозь леса, болота, пересекают водные объекты. Сегодня протяженность общего действующего парка составляет 4,8 тыс. км и увеличивается с каждым годом вместе с вводом новых месторождений. Аварийность же, напротив, падает.

Если проанализировать уровень аварийности за последние пять лет, то он ежегодно снижается на 10–15%, – рассказывает Андрей Горбатов, начальник отдела эксплуатации трубопроводов одноименного управления ОАО «Томскнефть» ВНК.

Секрет бесперебойной работы магистралей прост: масштабные инвестиции в обеспечение ­безопасной работы трубопроводов, регулярная диагностика, мероприятия по повышению надежности сетей. Так, например, согласно бизнес-плану «Томскнефти» инвестиции в трубопроводное строительство в этом году составят 1,7 млрд рублей. А это значит, что в компании введут в эксплуатацию и отремонтируют в общей сложности 150 км трубопроводов.

Глаз да глаз

Численность сотрудников управления эксплуатации трубопроводов – более 500 человек. В составе управления цеха текущего ремонта и обслуживания, цех эксплуатации и ремонта магистрального газопровода, а также собственная лаборатория неразрушающего контроля.

– У нас разработан график осмотра каждого трубопровода, – знакомит с работой подразделения Дмитрий Щипотин, начальник отдела технического надзора. – Ежедневно трубопроводчики получают задания от мастеров или руководителя цеха и выезжают на место, где обследуют сети.

В любую погоду линейные трубопроводчики шаг за шагом обходят вверенные им километры труб. Летом – пешком, зимой – на лыжах и снегоходах. Состояние магистралей, которые пролегают через водоемы, мониторят на лодках, в отдаленные районы отправляются на вертолетах. В работе людям помогают системы телеконтроля и телемеханики, которые реагируют на падение давления в трубопроводе. Сегодня такими оборудовано примерно 70% трубопроводного хозяйства компании.

– Сети мы ранжируем по рискам, – объясняет Андрей Горбатов. – На основании экспертных заключений смотрим, где выше коррозийная активность, а значит, и вероятность отказов. Такие участки мы в первую очередь оборудуем системами телеконтроля, держим в зоне пристального внимания.

Если от служб мониторинга поступает информация о нарушениях в работе трубопроводов, на место тут же выезжает бригада цеха ликвидации аварий и их последствий. Время на сборы – 20 минут. Ликвидация неполадок на трубопроводе обычно занимает у сотрудников цеха от трех до пяти часов.

– В первую очередь проводится локализация, которая препятствует дальнейшему распространению нефтезагрязнения, – рассказывает Дмитрий Щипотин. – Далее разрабатываются отдельные мероприятия по ликвидации последствий: откачка нефтесодержащей жидкости, рекультивация земель – ею в компании занимается отдельное подразделение, центр экологической безопасности.

Безотказные методы

Федеральный закон и правила эксплуатации трубопроводов четко классифицируют нештатные ситуации в зависимости от масштабов ущерба окружающей среде: некатегорийный отказ, инцидент и авария. Аварий и инцидентов в «Томскнефти» в минувшем году удалось избежать.

– Работа управления направлена на предупреждение отказов, мы изначально прогнозируем, где они возможны, и проводим комплекс мероприятий по устранению дефектных участков, – рассказывает Андрей Горбатов.

Планы ремонтно-профилактических работ в компании составляются на пятилетку. В этом году особое внимание сотрудников цеха технического обслуживания и ремонта трубопроводов приковано к Советскому месторождению – подошла очередь. В 2011-м капиталили трубы на Вахском, до этого провели большой объем работ на Западно-Полуденном и Чкаловском месторождениях.

– В основном мы стараемся наши ремонтные работы проводить зимой, ведь большая часть участков находится в заболоченной местности, – рассказывает Евгений Фрутин, заместитель начальника цеха технического обслуживания и ремонта трубопроводов, ликвидации последствий аварий.

Ремонтным бригадам приходится работать в непростых условиях. Но суровыми северными реалиями сотрудников компании не испугать.

– Сложные участки создают интересные условия труда, заставляют искать необычные решения, – говорит Фрутин. – К строительству трубопроводов нельзя подойти стандартно: на одном участке – болото, на другом – лес, на третьем – водная преграда, на четвертом – дорога. В общем, для каждого участка мы стараемся искать свой подход.

«У нас есть чему поучиться»

Желая продлить жизнь трубопроводам, в компании активно берут на вооружение новые технологии. На безопасности здесь не экономят. Средний годовой бюджет на мероприятия по реконструкции, ингибированию, мониторингу и диагностике трубопроводов составляет более 800 млн рублей.

– С 2003 года в компании проводится политика, согласно которой все вновь построенные трубопроводы подразумевают ингибиторную защиту, оборудуются камерами пуска-приема очистных устройств с целью очистки внутренней полости трубопровода от парафина, грязи, воды, что значительно увеличивает срок службы трубы, – рассказывает Дмитрий Щепотин.

Сегодня камерами для пуска и приема средств очистки и диаг­ностики оборудовано порядка 1 тыс. км трубопроводов. Еще более 1 500 км находится под ингибиторной защитой.

– В строительстве трубопроводов сегодня мы применяем трубы только с полной внешней изоляцией, – объясняет Константин Саранчин, заместитель генерального директора по капитальному строительству ОАО «Томскнефть» ВНК. – 30% трубопроводов помимо внешней обладают еще и внутренней изоляцией (мы устанавливаем эти участки в особо аварийных местах, там, где эта мера оправдана). Причем сегодня мы избавлены от необходимости проводить изоляцию самостоятельно «в поле» – мы получаем уже полностью готовые трубы. Все это сказывается на скорости, качестве выполнения строительных работ и на сроке службы трубопроводов. Благодаря всем этим мероприятиям сегодня наш удельный показатель аварийности ниже, чем в среднем по компании «Роснефть». Наши коллеги стремятся достигнуть уровня 0,1 отказа на километр, у нас же эта цифра – 0,076. Именно поэтому к нам для обмена опытом приезжают делегации других нефтедобывающих компаний. У нас есть чему поучиться.

В активе цеха ликвидации аварий и их последствий – самая современная техника. «Этот катер финской фирмы Lamor предназначен для ликвидации аварий на вод­ных объектах, – начальник ЦТОРТиЛПА № 1 Андрей Шелудяков демонстрирует алюминиевого красавца. – В случае аварии на водном объекте первым делом устанавливаются боновые заграждения, чтобы избежать растекания нефти по акватории. Катер спускается на воду и щетками собирает нефтесодержащую жидкость. Нефть поступает по гофрированному шлангу в плавающую емкость, а затем на берегу откачивается с помощью вакуумной установки автомобиля». Катер Lamor в компании приобрели два года назад. И ему еще ни разу не доводилось выходить на дело – аварийных ситуаций на воде в компании удавалось избегать. До сих пор катер использовался только во время учений, которые в цехе проводятся регулярно, чтобы сотрудники не теряли навыков обращения с техникой 0,076 отказа на 1 км трубопровода в год – показатель аварийности компании «Томскнефть» ВНК. Секрет эффективной работы – регулярный мониторинг и своевременная замена труб.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *