Без остановки и сварки: в Архангельске изобрели «умный» способ поиска коррозии в трубопроводах нефти и газа

В Северном Арктическом федеральном университете (САФУ) в Архангельске разработали инновационную систему диагностики коррозии нефтяных и газовых трубопроводов, которая способна существенно изменить подход к контролю за состоянием труб без остановки потока. Новый метод основан на использовании ультразвуковых датчиков измерения толщины стенки трубы, которые крепятся снаружи и не требуют врезки в трубопровод.

Как пояснили в пресс-службе вуза, ультразвуковая технология значительно проще и безопаснее по сравнению с традиционным гравиметрическим методом, при котором в трубу помещается специальный образец и измеряется степень его разрушения. Новый подход не требует сварочных работ и способен функционировать даже в условиях действующего трубопровода.

Датчики устанавливаются на трубопровод до или после его прокладки. Они генерируют ультразвуковую волну, которая, отражаясь от внутренних стенок трубы, регистрирует наличие дефектов. Любое уменьшение толщины металла сигнализирует о возможной коррозии. Более того, система способна определять не только факт наличия повреждений, но и их точное местоположение, глубину и размеры.

Полученные данные передаются по кабелю на стационарный блок, а оттуда — на шлюз, который собирает информацию с множества датчиков и передаёт её на облачный сервер. Там данные визуализируются в виде графиков, показывающих скорость и зону распространения коррозии. Также ведётся разработка специализированного программного обеспечения для оперативной оценки состояния труб оператором в реальном времени.

По словам Артемия Боброва, автора разработки, несмотря на появление пластиковых труб, в России по-прежнему широко используются металлические трубопроводы, особенно на старых месторождениях. Их долговечность сильно зависит от условий эксплуатации и качества защиты от коррозии. При агрессивной среде и отсутствии защитных мер труба может выйти из строя всего за пару лет. А вот при использовании антикоррозионного покрытия, катодной защиты и ингибиторов срок службы может достигать 10–15 лет.

Новый метод позволит оперативно выявлять проблемные участки трубопровода и проводить своевременные ремонтные работы до возникновения аварий. Система работает как на подземных, так и на надземных трубах, включая те, что перекачивают нефть при высоких температурах — например, при тепловой обработке паром до 100–130 градусов.

Таким образом, внедрение ультразвукового метода может стать настоящим прорывом в сфере промышленной безопасности, позволяя нефтегазовым компаниям существенно сократить издержки на диагностику и обслуживание трубопроводов, повысив их надёжность.