Об этом сообщила пресс-служба вуза со ссылкой на статью в журнале «Вестник ПНИПУ. Химическая технология и биотехнология» в 2026 г.
Подробности от к.т.н., доцента кафедры охраны окружающей среды ПНИПУ С. Кармановой
Наименее подходящей для Арктики признана инситуформная технология. Ее также именуют методом «чулка» или полимерного рукава, отверждаемого на месте. Внутрь поврежденной трубы вводят гибкий рукав из синтетической ткани, который пропитан термоактивным либо светоотверждающим связующим составом. После затвердевания он фактически превращается в новую стенку трубопровода.Несмотря на скорость монтажа, составляющую 100-150 погонных м/сутки, у инситуформной технологии обнаружился ряд слабых мест. Из-за просадки вечной мерзлоты трубы деформируются, и в зонах изгибов рукав образует складки, теряя герметичность. В процессе санации нефтепроводов происходят выбросы летучих органических веществ, которые негативно сказываются на объектах окружающей среды и здоровье людей. Кроме того, при -60℃ материал становится хрупким и утрачивает эластичность, поэтому даже после ремонта покрытие может растрескаться при сдвиге грунта или резком перепаде температур. Это влечет за собой существенные экономические издержки.
Другая распространенная технология - релайнинг. Она предусматривает протяжку внутрь старой трубы новой полимерной, которая плотно прилегает к стенкам и формирует внутри новый трубопровод. Среди плюсов метода - быстрый монтаж за 2-5 дней и высокая стойкость к коррозии. В отличие от металла полимер не ржавеет и не вступает в реакцию с агрессивными средами, что принципиально для долговечности конструкции.
Главная сложность релайнинга заключается в необходимости совершенной подготовки трубы изнутри. Стенки обязаны быть абсолютно гладкими, лишенными неровностей, заусенцев и фрагментов металла, остающихся после сварки. Если очистку не выполнить, полимерная труба способна порваться при протяжке. В арктических условиях добиться подобной очистки крайне тяжело - работы ведутся на морозе при жестком дефиците времени. Ко всему прочему, метод подходит лишь для труб диаметром до 800 мм, в то время как на Севере используются трубы от 114 до 1220 мм, что ограничивает его применение.
Близкие, но несколько лучшие показатели зафиксированы у метода GFK-лайнера - стеклопластикового рукава. Внутрь трубопровода протягивают бесшовный вкладыш из стекловолокна, пропитанный светоотверждаемыми смолами. После этого его изнутри облучают ультрафиолетовой лампой: смола застывает, и рукав превращается в жесткую гладкую стенку.
Как пояснила С. Карманова, у технологии есть весомые преимущества. Срок ее службы превышает 50 лет - это самый долговечный вариант. Гладкая поверхность улучшает прохождение нефти, а при монтаже отсутствуют вредные выбросы. Вместе с тем установка занимает 2-3 недели, а в Арктике время ограничено: долгий ремонт повышает риск ухудшения погоды и вынужденной остановки работ. Метод также требует высокой точности. Любой просчет при протяжке или облучении ведет к образованию складок и пустот, что снижает надежность. Еще один недостаток - технология слабо применима на участках, где труба делает повороты или изгибается.
Метод нанесения защитных покрытий
Наиболее эффективным способом для Арктики оказалось нанесение защитных покрытий. Специальный аппарат под давлением изнутри распределяет по стенкам ровный слой морозостойкого состава - полимерного либо цементно-песчаного. После затвердевания этот слой формирует новую внутреннюю стенку, предохраняющую трубу от влияния агрессивных сред, износа и перепадов температур.Как подчеркнула С. Карманова, технология не требует идеально гладкой подготовки стенок. В отличие от полимерной трубы и стеклопластика здесь не нужно затрачивать время на тщательную очистку. Метод функционирует на трубах любого диаметра и сохраняет устойчивость к морозам до -60℃. Нанесенное покрытие выдержало контакт с нефтью, пластовой водой с сероводородом и соляной кислотой, продемонстрировало износостойкость на 20% выше, чем у обычной стали, и обеспечило герметичность под давлением до 25 атмосфер. Это более чем в 10 раз превышает рабочее давление в нефтепроводах.
Помимо технической надежности, защитные покрытия показали наибольшую экономическую эффективность. Стоимость ремонта снижается на 50-70% в сопоставлении с полной заменой участка, а продолжительность работ заметно сокращается. Итоги исследования, полученные сотрудниками ПНИПУ, дают возможность выбирать оптимальную методику восстановления старых трубопроводов в условиях Арктики, уменьшать расходы и время ремонта, а также минимизировать экологические риски, способствуя сохранению уязвимой природы Крайнего Севера.
Нефтепроводы в Арктике критически важны - там добывают много углеводородного сырья. Любая авария грозит миллиардными убытками и экологической катастрофой. Трубам десятки лет, металл стареет, морозы под минус 60℃ и тающая мерзлота ломают их, вызывая трещины и утечки. Остановить разлив нефти на таком грунте почти невозможно.
Обычный ремонт с рытьем здесь опасен и дорог. Лучше чинить трубы изнутри, без траншей. Но методы, придуманные для теплого климата, в Арктике часто не работают.
Контекст
Около шестьдесяти пять процентов территории России находится в зоне многолетнемерзлых грунтов. Зона вечной мерзлоты является жизненно важным компонентом природной среды, от которой зависят ландшафт, растительность и береговая линия.Большинство трубопроводов в РФ проложены под землей, что делает их особенно уязвимыми к смещению грунта. Неравномерное оседание грунта приводит к деформации и прогибу трубопроводов, а скопление воды вокруг труб вызывает их коррозию.
Согласно прогнозам группы западных экспертов по вечной мерзлоте, за следующие 20 лет грунт под газопроводами и нефтепроводами местами может пропасть до полуметра. Но даже 10-сантиметрового проседания грунта может быть достаточно, чтобы нанести ущерб трубопроводам. По их мнению, если выбросы парниковых газов останутся на прежнем уровне, совокупные расходы на ремонт трубопроводов к 2040 году достигнут 110 млрд долл США . Это сопоставимо с доходами от реализации природного газа. Это особенно актуально для Ямала, запасы природного газа на котором могут исчисляться столетними жизненными циклами. Здесь вечная мерзлота содержит больше льда, чем в других районах, что делает почву особенно уязвимой к потеплению.
Нестабильность или разрушение трубопроводов и утечки нефти, вызванные оседанием из-за оттаивания и буграми пучения грунта, происходят часто. Одна из технологий стабилизации грунта - использование термосифонов. Это закрытые теплообменники для циркуляции газожидкостного двухфазного потока, которые применяются для смягчения осадки оттаивания.
Автор: А. Шевченко
