Как проблемы с коррозией на Трансаляскинском нефтепроводе помогли найти более совершенные способы защиты от ржавчины

Трансаляскинскийтрубопровод, введённый в эксплуатациюв 1977 году, остаётся одной из самых сложныхинженерных конструкций в историинефтяной промышленности. 1300-километровыйтрубопровод диаметром 1,2 м транспортируетгорячую нефть из месторождений Прадхо-Бейна северном склоне Аляски до портаВалдиз.

Трубопроводстроили в максимально сжатые сроки, иинженерыпредусмотрели практическивсё,чтобы онработал втечение десятилетий без серьёзныхсбоев.Но нефтьпереносит воду, сероводород, углекислыйгаз и соли, а это классическая агрессивнаясредадля электрохимической коррозии.

Современем внизкопоточных зонах, тупиковых участкахи пространствах между трубой и кожухомдорог сталаскапливатьсявлага, авнешнеепокрытие местами сталоотслаиватьсяили повреждатьсявовремя эксплуатации.Бактериальнаякоррозия толькоусиливаларазрушение в условиях низкого содержанияспециальныхвеществ (ингибиторов),останавливающих этот процесс.Витоге коррозия стала однойиз главных угроз для целостностинефтепровода.

Ужев конце 1980-х годов инспекции с помощью«умных свиней» (такназывают диагностическихроботовдля проверки трубопроводов)выявили первые серьёзные участкикоррозии на внутренней и внешнейповерхностяхтрубы, сотни локальных зон коррозииугрожали целостности стенок.

В1990 году оператор трубопровода, компанияAlyeska Pipeline Service Company, была вынужденаобъявить о необходимости масштабныхремонтных работ. Проблема оказаласьнастолько острой, что в СМИ появилисьоценки, что на борьбу с коррозией изамену участков может уйти до 1 миллиардадолларов.

Именнонеобходимостьзащитить трубопровод подтолкнула кинтенсивному развитию и внедрению новыхпоколений защитныххимических составов.С начала 1990-х годов на трубопроводестали широко применять водорастворимыеантикоррозионныедобавки,часто в комбинации с ингибиторамиотложения солей, биоцидами (противсульфатвосстанавливающих бактерий) ипоглотителямикислорода.

Такие составы дозировалисьнепосредственно в поток нефти для защитывнутренней поверхности, а такжеиспользовались для обработки мёртвыхзон и резервного оборудования. Однимиз лидеров в поставке таких решений длянефтепроводастала компания Cortec Corporation,ведущийпроизводительантикоррозионных материалов.

Параллельносовершенствовались контактные ипарофазные(летучие) ингибиторы,которые создают на металле защитныймолекулярный слой даже в труднодоступныхместах. Эти технологии, отработанные идоказавшие свою эффективность нааляскинском трубопроводе, позжеперекочевали ивдругие отрасли, такиекак судостроение,автомобилестроение, хранениеметаллоконструкций, военнаятехника.

Благодаряжёстким требованиям к надёжностиаляскинскойнефтяной ветки, регулярныминспекциями постоянномумониторингу,были отработаны самые стойкие комбинацииингибиторов, способные сохранятьэффективность в течение длительноговремени вэкстремальных условиях. Именно аляскинскийопыт показал, что одноголишь внешнегопокрытиянедостаточно. Нужнакомплексная стратегия: покрытие +ингибиторы в потоке + парофазная защита+ биоциды.

Сегодня,спустя почти 50 лет после запускатрубопровода, оностаётся одним из самых надёжно защищённыхот коррозии объектов в мире. Проблемы1980-1990-х годов не исчезли полностью, ноони заставили индустрию создать идовести до совершенства средства,которые сейчас считаются одними излучших в мире по длительности и надёжностизащиты металла от ржавчины.

Витогержавчина на Трансаляскинском нефтепроводестала не катастрофой, а мощным стимуломдля появления более эффективныхтехнологий антикоррозионной защиты,которыми пользуютсядо сих пор. Многие продукты и протоколы,которые сегодня продают как «лучшеесредство против ржавчины», былиотработаны, проверены и доработаныименно на этом 1300-километровом полигонев условиях вечной мерзлоты и -50 °C.