На высоких широтах: передовые технологии — залог надёжной работы ВСТО-1 в условиях Крайнего Севера
Протяжённость первой очереди магистрального трубопровода «Восточная Сибирь — Тихий океан» (ВСТО-1), обеспечивающей транспортировку нефти от месторождений Восточной и Западной Сибири на дальневосточные нефтеперерабатывающие заводы и рынки стран Азиатско-Тихоокеанского региона, составляет 2694 километра.
Труба проходит по маршруту Тайшет — Сковородино через территорию Республики Саха (Якутия), Иркутской и Амурской областей — российских регионов со сложным природно-геологическим характером.
Уникальная нитка
Применение особых технических решений потребовалось сразу же на этапе проектирования. Прокладку стратегически важной для страны магистрали, обеспечивающей диверсификацию нефтяных потоков, осложнял целый ряд факторов. Среди них — низкие температуры воздуха зимой, большое количество водных препятствий, сейсмичность, широкое развитие различных типов многолетнемерзлых пород.
«Сильно трещиноватые или высокольдистые породы частично, а нередко и полностью, замещались отложениями с лучшими инженерно-геологическими свойствами. Этот подход, получивший название «метода экскавации», хотя и довольно дорог, но очень эффективен. Его применение позволило существенно повысить надёжность как отдельных элементов, так и всей системы трубопровода в целом», — отмечали в своём исследовании специалисты Института мерзлотоведения им. П. И. Мельникова СО РАН.
Серьёзнейшей проверкой надёжности объекта стало происшедшее в декабре 2016 года землетрясение в Амурской области с эпицентром в 85 км восточнее Сковородино, магнитудой 5 и интенсивностью 55,5 балла. На работе магистрали оно не отразилось.
«Особо сложным в геоэкологическом отношении элементом нефтепровода является его переход через одну из крупнейших рек страны — Лену в Олекминском районе Якутии», — подчёркнуто в исследовании.
В ходе реализации проекта были приняты беспрецедентные меры по сохранности данного объекта. Было проработано пять вариантов сооружения подводного перехода (ППМН) ВСТО-1 через Лену, анализ которых позволил оценить динамику окружающей среды на различных стадиях освоения. Решили прокладывать ППМН траншейным способом в районе Олекминска. Глубина траншеи в дне реки составила от 5,5 до 7 м, её проходку вели экскаваторы, установленные на понтонах.
С точки зрения обеспечения экологической безопасности и надёжности переход ВСТО-1 через Лену эксперты признают уникальным. Такого уровня позволило достичь, в частности, использование труб повышенной эксплуатационной надежности с улучшенным химическим составом, повышенной свариваемостью при низких температурах, высокими вязкостно-пластичными свойствами, повышенной статической и циклической трещиностойкостью.
Опорная технология
На отдельных участках, в зоне вечной мерзлоты, исключаются все риски растепления вечномёрзлых грунтов, обеспечиваются дополнительные меры безопасности трубопроводов. На ВСТО силами специалистов ООО «Транснефть — Восток» (организация, эксплуатирующая первую очередь магистрали), АО «Гипротрубопровод» и ООО «НИИ — Транснефть» для этого реализован специальный проект.
В него вошли участки трубы общей протяжённостью почти 60 километров из 222, проложенных в многолетнемёрзлых грунтах. Впервые в мире нефтепровод — примерно на метровой глубине — был подвешен на опоры, находящиеся в грунте. Это сделано для того, чтобы обеспечить максимальную неподвижность трубы нефтепровода в земле и исключить возможные просадки его участков.
Кроме того, в рамках проекта при проведении строительно-монтажных работ на тело трубы нанесена тепловая изоляция (изоляционное антикоррозионное трёхслойное полиэтиленовое покрытие заводского исполнения) толщиной до 200 мм. Это позволило исключить влияние положительных температур двигающейся по трубе нефти на окружающий грунт.
«Также проведён монтаж 802 подвесных опор специально разработанной конструкции, на которых зафиксировано тело трубы, установлены свайные фундаменты подвесных опор, в общей сложности 1 606 штук. В каждую сваю смонтировано по два термостабилизатора грунта для обеспечения необходимой несущей способности свай и сохранения стабильно низких температур грунта.
Термостабилизаторы устанавливаются на всю длину сваи и в зимний период замораживают грунт в радиусе метра вокруг нее. Такой способ стабилизации сохраняет грунт вечно мёрзлым даже летом», — говорит начальник отдела мониторинга объектов линейной части магистрального нефтепровода и нефтеперекачивающих станций ООО «Транснефть — Восток» Алексей Пешков.
Зимой трубу поднимают на проектные отметки, устанавливают сваи с термостабилизаторами, монтируют на тело трубы ложемент для крепления цепей, устанавливают устройства определения высоты, вновь засыпают трубу грунтом, устанавливают ростверк и к нему прикрепляют цепи. Летом на всех участках обустраивают инженерную защиту, комплекс мер, которые защитят грунт от размывов, провалов и обводнённости.
Работы поэтапно проводят в ходе реализации программы технического перевооружения и реконструкции объектов предприятия в течение семи лет. Это позволяет обеспечить полную стабильность трубы в грунте, исключить возможные просадки его участков. Проект стал крупнейшим среди разработок нефтетранспортной отрасли в области научно-технической деятельности.
Северные инновации
Весь трубопровод оборудован системой контроля за утечками нефти. На резервных нитках ППМН действуют системы обнаружения утечек и контроля активности температурного и виброакустического принципа действия. Любые изменения температуры, вибрации
и акустические колебания отслеживаются, при достижении критических отметок это становится поводом для дополнительного обследования нефтепровода.
Для контроля состояния и отслеживания природных процессов на объектах трубопроводной системы, расположенных в сложных климатических условиях, применяется комплексный мониторинг.
С целью наблюдения за параметрами сейсмоактивности на трассе ВСТО-1 создана единая автоматизированная сеть из 25 сейсмических станций на нефтеперекачивающих станциях и линейной части магистрали. Управление ими осуществляется из территориального диспетчерского пункта в Братске.
Продолжается работа по созданию спутниковой системы точного геопозиционирования — местной автоматизированной геодезической сети на линейной части магистральных нефтепроводов ВСТО-1 (а также Куюмба — Тайшет). Это позволяет фиксировать возможные изменения пространственного положения трубы.
«Полевые комплекты-роверы, входящие в состав этой сети, позволяют оперативно определять точные координаты объекта с помощью системы спутниковой навигации. Сеть базовых референцных станций, формируя по сигналам спутника корректирующую информацию для роверов, позволяет геодезистам с высокой точностью в течение минуты определить планово-высотное положение контролируемой точки, при этом в десятки раз сократить время и трудозатраты на проведение геодезических работ, связанных с определением пространственного положения нефтепровода», — рассказывает Алексей Пешков.
Референцные станции действуют постоянно. Они подключены к единому вычислительному центру — серверу, где хранятся данные с навигационных спутников, которые можно использовать не только при проведении геодезических работ, но и для выполнения воздушно-лазерного сканирования трассы и объектов нефтепровода.
В совокупности такой подход обеспечивает формирование картины положения трубопровода в грунте, что даёт возможность производить контроль динамических изменений тела трубы в пространстве.
«В целях повышения надёжности нефтепровода ВСТО разработаны специальные технические требования на основные виды оборудования: запорную, регулирующую и предохранительную арматуру, насосное оборудование, камеры запуска и приема средств очистки и диагностики, фильтры-грязеуловители», — рассказывает главный инженер ООО «Транснефть — Восток» Александр Мистрюков.
Среди основных инноваций (кроме вышеупомянутых) — технология транспорта нефти, основанная на перекачке продукта по схеме «из насоса в насос» при номинальном рабочем давлении 10 Мпа, использование резервуаров для хранения нефти РВСПА-50 000 с понтоном и алюминиевой купольной крышей, эксплуатация в магистральных насосных ЧРП (частотно-резонансного привода) и гидромуфт на магистральных насосных агрегатах, контроль напряжённо-деформированного состояния (интеллектуальные вставки), применение протяжённых анодных заземлителей.
Помимо того, было разработано специальное эксплуатационное оборудование: приспособление для установки и извлечения герметизирующих пробок вантуза ПУИП, устройство УХВ, герметизатор «Кайман», машина безогневой резки труб «Волжанка-М», МОНА (передвижная насосная установка ПНУ-3) с сопутствующей техникой и оборудованием), ПНУ120-300, мобильные резервуары, оперативный блок измерений показателей качества, установка по вводу присадок до 10 МПа, безкавитационные регуляторы давления шарового типа, устройство для определения планово-высотного положения, преобразовательные трансформаторы для ЧРП».
«Решения, реализованные при строительстве ВСТО, и те разработки, что используются в процессе эксплуатации сейчас, на момент начала реализации проекта были инновационными, сегодня они транслируются и тиражируются на другие крупные проекты по всему миру», — отмечает Александр Мистрюков.
Текст: Михаил Чернов. Фото предоставлено ПАО «Транснефть».
