На главную Почта Архив
     
 
http://www.vstoneft.ru
  Маршрут-новости
  Маршрут-мнения
  Маршрут-аналитика
  Маршрут-картография
  Маршрут-фото
  Маршрут-видео
 

версия для печати

Восточный нефтепровод: технологический прорыв

Елена Широкова

Нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» - это технически новый проект. Его трасса проходит сквозь вечную мерзлоту, тайгу, водотоки, болота и более сотни рек, скальные и песчаные породы, зоны вечной мерзлоты и сейсмичности. Проектировщики специально для ВСТО разработали целый комплекс организационно-технических и конструкторско-технологических решений, направленных на безопасность эксплуатации нефтепровода и экологическую безопасность.

Технологии XXI века
 
Для строительства Восточного нефтепровода применяются трубы с высокими прочностными и технологическими характеристиками, сварочные материалы, прошедшие контроль в аттестационном центре Национальной ассоциации контроля и сварки (НАКС). Особое внимание строители ВСТО уделяют качеству стыков при пересечении с автодорогами, железной дорогой, водными преградами. В этих случаях трубопровод трижды испытывают на герметичность и прочность: до протаскивания через преграду, после и уже по завершению соединения с основным трубопроводом.
 
Для подземной прокладки линейной части используются изготовленные специально для ВСТО заводские трубы с антикоррозийным покрытием, состоящим из трех слоев: эпоксидного праймера, адгезионого покрытия, экструдированного полиэтилена. При надземной прокладке нефтепровода обеспечена минимальная теплопередача от перекачиваемой нефти в окружающую среду. Такой результат обеспечивают еще два внешних слоя: тепловая изоляция из пенополиуретана и защитное покрытие из оцинкованной стали. Изоляционное покрытие на трубы для ВСТО наносятся только в заводских условиях. Такие трубы прослужат до 30 лет.
 
При прокладке трассы на склонах применяется интеллектуальная вставка для контроля напряженно-деформационного состояния нефтепровода. Применение «интеллектуальных вставок» позволяет предотвратить возникновение аварийных ситуаций посредством контроля механических напряжений, возникающих при нарушении условий залегания трубопровода на участках активной геодинамики, т.е. оползневых, береговых и карстоопасных территориях. Информация о состоянии стенки трубы по каналам телемеханики передается в диспетчерский пункт, где с помощью специальной компьютерной программы осуществляется анализ состояния нефтепровода на оползнеопасном участке. В случае медленного развития оползневых процессов рассчитывается прогноз остаточного ресурса для данного участка нефтепровода. При быстром протекании оползневого процесса выдается сигнал оператору о снижении рабочего давления, либо о прекращении перекачки.
 
Глубинные реперы осуществляют непрерывный контроль положения пластов грунта в оползнеопасных зонах, что позволяет предотвратить возникновение аварийных ситуаций на нефтепроводе в процессе всего срока эксплуатации. Нижняя часть репера устанавливается в грунт ниже поверхности скольжения оползня. В верхней части скважины располагается датчик смещения грунтов, который преобразует линейное смещение троса, возникающее при подвижках грунтов, в цифровой код. В верхней части скважины располагается блок сбора и передачи данных, который выполняет передачу обработанной информации через систему телемеханики.
 
Переходы через железные дороги проложены методом микротоннелирования - сооружением тоннеля из железно-бетонных колец, внутрь которого проложен нефтепровод с теплоизоляционным покрытием из пенополиуретана в защитной полиэтиленовой оболочке. Для сохранения мерзлого состояния грунта железнодорожной насыпи, применяются сезонно-действующие охлаждающие устройства. Применение метода микротоннелирования позволяет защитить трубопровод от внешних нагрузок и исключить тепловое влияние трубопровода на пучение грунтов железнодорожного полотна.
 
На всех подводных переходах устанавливлены береговые задвижки. Для преодоления водных преград при прокладке нефтепровода одним из наиболее прогрессивных методов в строительстве является наклонно-направленное бурение. Этот метод позволяет обеспечить высокую надежность построенного объекта; сохранение природного ландшафта и исключение техногенного воздействия на флору и фауну, размыва берегов и донных отложений водоемов; значительное уменьшение риска аварийных ситуаций.
 
Между тем, чтобы обеспечить максимальную безопасность при строительстве и эксплуатации подводного перехода через широкие, такие как Ангара и Лена, и исключить даже минимальное попадание нефти в воду экологами был выбран траншейный метод. Он предполагает размещение изолированной части магистральной трубы в футеровочной рейке, обвешанной поверх тяжелыми чугунными пригрузами. Надежность конструкции достигается за счет использования труб с высоким запасом прочности и повышенным требованиям к качеству металла. Качество сварочных работ подтверждается двойным радиографическим контролем, а также 100% визуально-измерительным и ультразвуковым методами. Расположение НПС № 14 «Олекминск» на правом берегу Лены после подводного перехода ВСТО позволило снизить до минимума давление в трубе в период эксплуатации. На реках Лена и Ангара, где скорость течения достигает до 1,5 м в секунду, используются новые боновые заграждения, оборудованные дефлекторами для нейтрализации течения.
 
Безопасность резервуарного парка на нефтеперекачивающих станциях (НПС) обеспечивается за счет комплексной антикоррозионной защиты резервуаров, установки автоматической системы защиты от перелива нефти, автоматической системы подслойного пожаротушения.
 
Специальные ремонтные бригады, входящие в состав линейно-эксплуатационной службы (ЛЭС) размещаются на НПС и в местах близ существующих населенных пунктов, где разворачиваются опорные пункты с аварийной техникой и площадками для складирования аварийного запаса труб. На переходах крупных рек предусмотрены пункты наблюдения.
 
Российский акцент
 
80% оборудования, применяемого на строительстве ВСТО, произведено в России. Вся трубная продукция, предназначенная для сооружения нефтепровода - отечественного производства. Причем некоторым предприятиям в связи с высокими требованиями «Транснефти» к качественным характеристикам оборудования пришлось осваивать новые виды производства. В частности, ОАО «Тяжпромарматура» освоила в кратчайшие сроки серийное производство шиберных задвижек DN 700, 800, 1000, 1200, PN 80-125 для трубопровода ВСТО. ОАО «Выксунский металлургический завод» (ВМЗ) обеспечивает на 40% потребность «Транснефти» в трубах диаметром до 1220 мм (уникальные для России прямошовные трубы большого диаметра с давлением свыше 100 атмосфер с возможностью внутреннего и внешнего покрытия). Кроме того, для строительства ВСТО поставляет свою продукцию «Курганхиммаш» - комплектующие для хранилища сырой нефти (для резервуара емкостью 50 тыс.кубометров,). «Ливгидромаш» специально для ВСТО разработал высоконапорный полупогружной одновинтовой насос, аналогов которому не существует. Он выдает давление 100 атмосфер и способен работать при температуре до минус 60 градусов по Цельсию. ОАО «Электрокабель» Кольчугинский завод» для ВСТО разработал новое поколение кабелей.
 
Закупка зарубежной продукции осуществляется только с целью обеспечения безаварийной эксплуатации импортного оборудования и техники, приобретенной в 70-х - 90-х годах. При этом около половины импорта составляет тяжелая дорожно-строительная техника и запчасти к ней. В то же время, проведенные научно-технические разработки позволили обеспечить замещение зарубежных аналогов практически по всем направлениям. Например, с использованием возможностей Томской группы высокотехнологичных предприятий в кооперации с Новосибирским заводом им. Чкалова разработано и освоено собственное производство электроприводов на весь ряд типоразмеров запорной арматуры, что позволило полностью отказаться от закупки ранее применявшихся австрийских, английских и японских электроприводов. В целях замещения итальянских и голландских аналогов на заводе «Транснефти» «ТомЗЭЛ» разработана и освоена в производстве специальная пожарная техника и оборудование для систем послойного пенного пожаротушения в резервуарах и пожаротушения насосных залов НПС. По техническому заданию компании разработан и изготовлен электродвигатель мощностью 2000 кВт взамен двигателя «Шорх» к насосу «Вартингтон». Совместно с ОАО «Гидравлика (г. Самара) разработаны и внедрены машинки безогневой резки труб взамен германских машинок «Файн». Для повышения надежности эксплуатации нефтепроводов разработана и внедрена отечественная система сглаживания волн давления для нефтепроводов диаметром 700, 1000 и 1220 мм. Это позволило создать модельный ряд отечественных систем, не уступающих по техническим характеристикам мировым аналогам блоков типа «Аркрон» и «Дэниел».
 
Кроме того, «Транснефть» подписала соглашение о сотрудничестве с государственной корпорацией «Ростехнологии» и Общероссийской общественной организацией «Союз машиностроителей России». В рамках реализации данного соглашения «Транснефть» организовала освоение шиберных задвижек большого диаметра, а также производств магистральных насосных агрегатов. В ходе разработки и изготовления новых технических средств и оборудования компанией привлекаются такие крупные отечественные предприятия, как ГУП «Научно-исследовательский конструкторский институт радиоэлектронной техники Минатома России», ЦНИИЧЕРМЕТ им.Н.П.Бардина, НПО «Энергомаш», ОАО «Пентяжпром арматура», Курганхиммаш, ОАО «Мотовилихинские заводы» и другие предприятия, в том числе  входящие в Cоюз производителей нефтегазового оборудования.
 
Конечная точка
 
Спецморнефтепорт «Козьмино» - гордость Приморского края, его технический и технологический шаг вперед. Особое внимание при строительстве нефтепорта уделено соблюдению экологических требований. Все конструктивные и технологические решения объекта разработаны с учетом передового отечественного и международного опыта, исходя из условий обеспечения повышенной надежности и безопасности всего комплекса. Здесь построена одна из крупнейших в мире установка для рекуперации паров нефти. Для проведения комплексной трехуровневой диагностики нефтепровода от камеры пуска до камеры приема установлены высокоэффективные ультразвуковые и магнитные внутритрубные инспекционные приборы - профилемер Калипер, дефектоскоп Ультраскан  WM, Ультраскан CD, Магнескан MFL ОАО ЦТД «Диаскан». Система управления движением и швартовкой судов (СУДС) позволяет отслеживать движение танкера с точностью до 10 метров. Подход танкеров под погрузку и отход груженных нефтью танкеров будет обеспечиваться буксирами соответствующей мощности до выхода на главный фарватер. Установлена автоматизированная следящая система налива нефти в танкеры с функцией аварийного прекращения налива нефти. Для защиты акватории от разлива нефти с танкера в процессе нефтеналивных операций предусмотрена установка боновых заграждений по периметру танкера на расстоянии 30 метров от его корпуса. 
Имея опыт работы в сложных климатических условиях и практику внедрения нового оборудования, «Транснефть» готова к реализации второй очереди Восточного нефтепровода.
 
Елена Широкова – аналитик Агентства политических и экономических коммуникаций, корреспондент портала «Восточный нефтепровод»

25.12.09

О проекте | Контакты | Архив | На главную
© Экспертный портал "Восточный нефтепровод". Все права защищены