Полимерные армированные трубы (ПАТ) служат до 30–50 лет в агрессивных средах, но требуют надежной диагностики для снижения аварийности и рисков. Российские компании представили два подхода к решению этой проблемы — на этапе создания трубы и во время её работы.

Стальные трубопроводы постепенно уходят в прошлое, уступая место ПАТ, которые не ржавеют, долговечны, весят значительно меньше металла и не требуют затратных мер по защите от коррозии, как традиционные стальные сети, с их постоянным обслуживанием и заменой поврежденных участков. 

По структуре ПАТ напоминают слоеный пирог — прочный пластик снаружи и внутри с силовым каркасом из стекловолокна между слоями, которое берет на себя основную нагрузку, однако уязвимостью долгое время оставались микротрещины и дефекты между слоями, невидимые обычными приборами. 

Именно слоистая структура стала главной головной болью для инженеров. В процессе производства между слоями могут возникать микротрещины, непроклеенные зоны или неравномерное распределение волокна. Обычные приборы их не видят: труба выглядит идеально, хотя внутри уже есть слабое место. Через год-два под давлением оно может дать разрыв.

Ученые Пермского Политеха (ПНИПУ) совместно со специалистами «ЛУКОЙЛа» решили эту проблему, создав алгоритм на основе цифрового двойника, который прогнозирует и предотвращает дефекты еще на этапе проектирования, задавая параметры армирования, связующего и нагрузок.

Вместо того чтобы совершенствовать сканеры для готовой продукции, пермские ученые пошли другим путем. Они рассудили: если нельзя увидеть дефект — надо сделать так, чтобы он не мог возникнуть в принципе.

Разработанная программа работает по принципу «цифрового двойника». На входе инженер задает параметры: сколько в трубе будет стекловолокна (от 10% до 65%), под каким углом его уложат, сколько слоев армирования потребуется — два, четыре или семь. Сюда же добавляются свойства связующего: его эластичность, усадка при застывании, температура отверждения.

На первом этапе система рассчитывает базовую прочность и жесткость будущей трубы. На втором — виртуально собирает слои и вычисляет так называемые остаточные напряжения. Это те силы, которые «запираются» внутри материала прямо на заводе, еще до того, как трубу подключили к магистрали. На третьем этапе на модель подают нагрузку, имитирующую реальное давление в нефте- или газопроводе.

Чтобы проверка была предельно точной, виртуальную трубу разбивают на миллионы микроскопических элементов. Программа следит, как поведет себя каждый из них, учитывая все заводские погрешности.

Моделирование принесло неочевидные выводы. Оказалось, что «накачка» слоями работает не всегда линейно. Например, труба с семью слоями армирования может накапливать гораздо более опасные внутренние напряжения, чем двухслойная. Это знание позволяет отказаться от избыточной конструкции еще на этапе проекта, сделав трубу не просто прочнее, но и безопаснее.

Как отмечают разработчики, ключевое отличие их метода от существующих аналогов — именно в учете «технологической истории» трубы. Большинство современных исследований оценивают только то, как изделие ведет себя под нагрузкой в процессе эксплуатации. Пермская методика учитывает, что материал помнит все: и как его нагревали, и как укладывали волокно, и как застывал клей.

В результате программа выдает точный прогноз: выдержит труба нагрузку или в ней неизбежно зародится разрыв, а если да — то где именно и при каких условиях.

Сейчас технологию рассматривает для внедрения научно-проектный комплекс «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг». В перспективе алгоритм может лечь в основу новых отраслевых стандартов. Это особенно актуально для России: к 2030 году объем строительства трубопроводов из полимерных материалов в стране должен вырасти более чем вдвое.

Ранее (в ноябре 2025) сообщалось об успешно опробованном, на Куюмбинском месторождении,  новом диагностическом комплексе. Он позволяет следить за состоянием ПАТ прямо во время их эксплуатации. Разработку осуществили инженеры «Славнефть-Красноярскнефтегаза» (предприятие управляется «Роснефтью» и «Газпром нефтью»), став первыми в стране, кто предложил подобное решение.

Раньше для проверки прочности и герметичности таких трубопроводов приходилось их останавливать и буквально вырезать фрагменты для анализа. Новая технология внутритрубной диагностики избавляет от простоев в работе промысла. Специальное устройство движется внутри трубы и собирает данные по всей ее длине. Это позволяет не просто находить уже возникшие повреждения, но и прогнозировать износ защитной оболочки и армирующего слоя, чтобы заранее спланировать ремонт.

«Сердцем» оборудования называют дефектоскоп, работающий на ультразвуке. Посылаемые им волны улавливают малейшие аномалии в структуре материала. Сигналы о глубине и координатах неполадок поступают на компьютер, где специалисты расшифровывают их и составляют график дальнейшего обслуживания участка.

Полимерно-армированные трубы — перспективное направление для нефтегазовой отрасли. Компания последовательно развивает это направление, а новая диагностика делает использование ПАТ ещё более надежным.

Испытания подтвердили эффективность метода. В компании ожидают, что внедрение разработки заметно повысит безопасность трубопроводного парка и снизит вероятность экологических инцидентов. Стремление к безаварийной работе закреплено в стратегии «Роснефть-2030», а реализация подобных проектов подтверждает лидерство компании в развитии отечественной трубопроводной инфраструктуры.

За новостями отрасли следите на нашем сайте и в телеграм-канале https://t.me/TrubClub