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

версия для печати

ВСТО: экологические аспекты

Михаил Барков

Реализация проекта ВСТО базируется на применении целого ряда особых технических решений, разработанных специалистами компании в тесном взаимодействии с ведущими научно-исследовательскими центрами Сибири и Дальнего Востока. При проектировании нефтепровода на участках повышенной сейсмичности были проведены специальные комплексные работы по оценке сейсмической опасности. Их выполняло ФГУП «Атомэнергопроект» при участии Института физики Земли РАН, Института земной коры СО РАН, Байкальского и Якутского филиалов геофизической службы СО РАН и других институтов.

В связи с высокой сейсмичностью территории Нерюнгринского улуса республики Саха (Якутия) еще на стадии разработки ТЭО (проект) и рабочей документации в пределах сейсмоопасных участков прохождения трассы нефтепровода были проведены специальные комплексные сейсмотектонические исследования, включающие уточнение исходной сейсмичности района, изучение активных тектонических разломов и сейсмическое микрорайонирование участков трассы с учетом конкретных инженерно-сейсмических условий.

Генеральным подрядчиком вышеперечисленных работ выступило ФГУП «Атомэнергопроект», также привлекался технических институт (филиал) Якутского государственного университета (ЯГУ) им. М.К. Аммосова. При участии Института криосферы Земли СО РАН выполнены геокриологические карты трассы нефтепровода ВСТО на участке Алдан – Тында. Картографирование геокриологических условий проведено с использованием геосистемного подхода на основе большого объема фактического материала инженерных изысканий по трассе строительства нефтепровода.

На основании данных Государственного комитета Республики Саха (Якутия) по геологии и недропользованию и Территориального агентства по недропользованию Амурской области представлены сведения о месторождениях подземных вод и условиях прохождения трассы трубопровода по отношению к зонам санитарной охраны. На всем своем протяжении трасса ни разу не пересекает зон санитарной охраны месторождений и водозаборов подземных вод, в связи с чем был сделан справедливый вывод об отсутствии негативного воздействия нефтепровода на качество подземных вод указанных месторождений и водозаборов.

К разработке программ мониторинга окружающей среды и сейсмического мониторинга для ТЭО (проект) ВСТО привлекались: Институт географии им. В. Б. Сочавы СО РАН, Иркутск; ООО «НПП Природоохранный центр», Благовещенск; Институт мерзлотоведения им. П. И. Мельникова СО РАН, Якутск; Институт криосферы Земли СО РАН, Тюмень; ООО «Промнаука» (Технический институт (филиал) ЯГУ им. М.К. Аммосова), Нерюнгри.

Следует отметить, что при проектировании объектов нефтепроводной системы ВСТО экологическая составляющая в большинстве случаев была определяющим фактором при выборе того или иного технического решения.

КАК СТРОИТЬ?

Что касается способа прокладки перехода магистрального нефтепровода ВСТО через р. Лену, то специалисты компании и проектные институты дополнительно рассмотрели результаты геологических изысканий и принятые технические решения по проекту данного перехода.

На подготовительном этапе проектирования по объекту «Расширение трубопроводной системы ВСТО. Участок №3 (Талаканское месторождение – г. Алдан)» были проработаны пять вариантов пересечения р. Лены. В результате анализа вариантов был принят переход ниже г. Олеминска.

Выбор створа перехода в данном месте реки обусловлен несколькими причинами, из которых наиболее существенными являются: устойчивость русла в плановом отношении, его прямолинейность, симметричная форма поперечного сечения русла, что свидетельствует о наилучшей пропускной способности этого участка. Следовательно, отсутствуют условия для изменения положения русла.

По результатам проведенных геологических изысканий установлено, что особенности геологических пород в пределах русла не позволяют осуществить строительство подводного перехода бестраншейными методами проходки.

В прибрежной и подрусловой части на глубине 10 м и более отмечено наличие карстовых проявлений, дресвяных и щебенистых грунтов. Проходка микротоннельного щита по сильнотрещиноватым породам создает избыточное давление, что ведет к чрезмерному нагружению и заклиниванию режущего инструмента. Опыт строительства подводных переходов методом микротоннелирования в данных природно-климатических условиях отсутствует.

При траншейном методе прокладки трубопровод не попадает в зону карстового поражения, расположенную на глубине ниже 10 м, тем самым исключаются его просадка, оголение и провисы.

Строительство подводного перехода методом «труба в трубе» для нефтепровода диаметром 1220 мм предусматривает применение кожуха диаметром не менее 1600 мм. В настоящее время нет балластирующих устройств, обеспечивающих отрицательную плавучесть трубопровода диаметром 1600мм. Прокладка трубопровода диаметром 1600 мм по упругому изгибу требует увеличения заглубления береговой и русловой части перехода, что ведет к увеличению объемов земляных работ вдвое (для сравнения: 303 550

и 608 132 куб.м). Протяженность прокладываемого трубопровода увеличится в среднем на 300 м по сравнению с обычным методом (1597 и 1900 м) При протаскивании трубопровода в кожух возникают риски, связанные с заклиниванием рабочего трубопровода в самом кожухе, так как при большой протяженности трубопровода и его оснащении опорно-направляющими кольцами вероятен сдвиг последних, а также повреждение изоляции трубопровода и стенки трубы с возможным развитием коррозии, что снизит эксплуатационную надежность и, как следствие, может привести к аварийной ситуации. В силу вышеназванных причин метод «труба к трубе» требует больших экологических затрат при строительстве подводного перехода по сравнению с обычным способом прокладки, поскольку увеличатся геометрические параметры траншеи как в русле реки, так и на обоих берегах.

Траншейный способ строительства перехода через р. Лену принят за основу после анализа всех возможных способов прокладки и выбран как наиболее апробированный в разных грунтовых условиях, имеющих хорошо отлаженную и регулируемую технологию строительства. Более 94% переходов нефтепроводов через водные преграды в Российской Федерации, в том числе переходы через Волгу (протяженность 3409 м), Енисей (800м) и Обь (1013 м), построены траншейным способом и эксплуатируются без аварии в течение 25 и более лет.

Принятый способ строительства также рекомендуется независимой экспертной организацией «Гипроречтранс».

Проект перехода получил положительное заключение экологической экспертизы, экспертизы промышленной безопасности, Ростехнадзора РФ, а также федеральных и региональных органов власти.

ГАРАНТИИ БЕЗОПАСНОСТИ

Безопасность эксплуатации подводного перехода магистрального нефтепровода ВСТО через р. Лену обеспечивается благодаря следующим факторам:

• Проектирование подводного перехода выполнено в соответствии с РД 153-39.4.-113-01 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов» и ООТ-16.01-60.30.00-КТН-002-1-05 «Переходы магистральных нефтепроводов через водные преграды. Общие технические требования к проектированию», нормативы которых существенно превышают требования действующих СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы» и ВСН 012-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов».

• Для строительства подводного перехода применяются трубы, изготовленные из высокопрочной стали, класса прочности К60 с увеличенной толщиной стенки 29 мм, имеющие повышенные требования к качеству металла в соответствии со специальными техническими требованиями СТТ-08.00-60.30.00-КТН-035-1-05, а именно: предел прочности составляет 60 кг/кв.мм, что на 15% выше, чем у стали, применяемой при строительстве подводных переходов; предел текучести – 47 кг/кв. мм (на 32% больше); ударная вязкость – 8 кгм/кв. с (на 60% выше).

• При строительстве трубопровода и сварке поперечных швов выполняются диагностика в объеме 200% радиографическим методом, 100%-ный контроль визуально-измерительным методом и 100%-ный ультразвуковой контроль.

• В соответствии с требованиями нормативных документов ОАО «АК «Транснефть» на подводном переходе будет организован постоянный пост наблюдения. После завершения строительно-монтажных работ, до ввода подводного перехода в эксплуатацию, с целью выявления возможных дефектов будет проведена внутритрубная диагностика перехода с использованием внутритрубных инспекционных приборов.

• ОАО «АК «Транснефть» разрабатывает специальный Регламент технической эксплуатации подводного перехода магистрального нефтепровода ВСТО через р. Лену, в котором будут определены требования по контролю за его техническим состоянием при эксплуатации. Согласно регламенту, через три года после ввода перехода в эксплуатацию будет проведено его диагностическое обследование внутритрубными дефектоскопами. Один раз в три года будут проводиться техническое обследование планово-высотного положения трубопровода, мониторинг состояния береговых участков, топографическая съемка по ширине не менее 100 м в обе стороны от перехода, гидролокационная и гидрографическая съемка дна реки в месте перехода. В случае выявления отклонения от требований РД и специального регламента срок повторного диагностического обследования перехода будет сокращен до одного года. Как указано в нормативных документах ОАО «АК «Транснефть», при обнаружении на переходе дефектов он будет выведен из эксплуатации и освобожден от нефти до устранения неполадок.

Из вышеизложенного следует, что траншейный способ прокладки подводного перехода через р. Лену гарантирует обеспечение его безопасной эксплуатации в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации.

Михаил Барков – вице-президент ОАО «АК «Транснефть»

Источник: Трубопроводный транспорт нефти №6, 2008.

11.07.08

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