Меню

Подводные переходы магистральных трубопроводов транснефть



Водолаз форсирует Таз


Водолазы работают в любую погоду

Организации системы «Транснефть» эксплуатируют более 1500 подводных переходов магистральных трубопроводов (ППМТ), общая протяженность которых составляет более 3000 км. Самые сложные в эксплуатации — глубоководные. На них расстояние от верхней образующей трубопровода до зеркала реки — 25 и более метров. Всего таких переходов около сорока, больше всего — в Волго-Камском бассейне и на реках Сибири. Там же находятся и самые протяженные подводные участки магистральных трубопроводов.

Протяженность ППМТ считается не по ширине русла реки, а по расстоянию между задвижками трубопровода на противоположных берегах, места для которых выбираются так, чтобы до них в половодье не добралась вода. Поэтому при ширине реки, допустим, в 100 м длина перехода может составлять несколько километров. К числу самых протяженных относится, к примеру, переход через реку Таз строящегося нефтепровода Заполярье — Пурпе — 24,6 км.

На пересечении с реками трубопроводы заглубляют в дно реки ниже линии предельного размыва русла, но не менее чем на 1,5 м от естественных отметок дна водоема. Самый распространенный способ прокладки трубы — траншейный: сначала в дне выкапывается, или, как говорят специалисты, разрабатывается траншея глубиной в несколько метров, затем в нее протаскивают и укладывают трубу, а потом засыпают. Копают траншею специальные экскаваторы с длиной стрелы от 18 до 22 м, а в особых случаях и до 30 м. Для этого требуются машинисты высочайшего класса: дна реки, как правило, не видно, так что копать приходится вслепую, определяя глубину траншеи по стреле. Экскаваторы устанавливают на понтоны. На быстрых реках такие работы ведут только зимой, когда вода скована льдом.

Точность работ контролируют специалисты, замеряя параметры траншеи с помощью гидролокаторов. Время от времени под воду спускается водолаз с видеокамерой. Самый напряженный и ответственный момент — протаскивание дюкера, то есть части трубопровода, проходящего непосредственно под руслом реки. Он состоит из сваренных в плети труб, которые защищены футеровкой и утяжелены специальными пригрузами. С помощью лебедок, блоков и трубоукладчиков его протаскивают по дну реки и укладывают в подводную траншею. При ширине реки более 75 м предусматривается резервная нитка, которая прокладывается параллельно основной.

Другой способ прокладки подводного перехода — метод наклонно-направленного бурения. В этом случае под рекой бурится скважина, и в нее протаскивается труба. На уже упомянутом переходе через Таз для трубы диаметром 820 мм пришлось пробурить скважину диаметром 1600 мм.

Третий, самый сложный и редкий способ — метод тоннелирования, который, по словам разработавших его ученых, дает «1000-процентную» гарантию безопасности, поскольку трубу окружает мощный слой железобетона. Таким способом строился подводный переход Балтийской трубопроводной системы через Неву. На глубине более 10 м ниже дна был проложен тоннель протяженностью 777 м и внутренним диаметром 2 м.

Следить за состоянием подводного участка и своевременно его обслуживать помогает составленный для каждого перехода паспорт. В нем содержатся дата ввода в эксплуатацию, общие параметры, план-схема, список оборудования и т.д. Все эти сведения заложены в «Автоматизированную информационно-аналитическую систему контроля технического состояния подводных переходов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» — АИСПП. Система способна хранить большой объем данных, проводить анализ различных параметров и предоставлять их в удобной для пользователя форме. Система регулярно обновляет информацию обо всех работах, проводимых на подводном переходе, самостоятельно проверяет качество заполнения паспортов и оперативно информирует обо всех обнаруженных отклонениях.

Чтобы обеспечить надежную работу подводных участков магистральных трубопроводов, организации системы «Транснефть» регулярно проводят диагностические обследования, определяя состояние трубы. Если обнаруживается дефект, за дело берется служба подводно-технических работ «Транснефть — Подводсервис». Сначала водолазы готовят трубу к ремонту, разрабатывая котлован, удаляя утяжелители и футеровку. Потом на нее устанавливают герметизирующую камеру (кессон) с вертикальной шахтой, в которую после откачки воды спускаются ремонтники. Пару лет назад «Транснефть» стала использовать уникальную гермокамеру, позволяющую устранять на трубопроводе дефекты протяженностью до 11 м на глубине до 25 м. Она рассчитана на скорость течения до 1,5 м/сек и высоту волны в 1 м, у этой камеры троекратный запас прочности. Существует и другой способ устранения дефекта без установки герметизирующей камеры: водолазы устанавливают в месте его обнаружения ремонтную самогерметизирующуюся муфту. Такие муфты довольно дороги, но работа с ними идет быстрее, а срок эксплуатации — до тридцати лет.

В «Транснефть — Подводсервис» трудятся более семидесяти водолазов. В нашей стране численность подводников больше только у Военно-морского флота и МЧС России. В среднем водолазы «Транснефть — Подводсервис» проводят под водой около трехсот часов в год: зимой и летом, в условиях близкой к нулю видимости, действуя зачастую в буквальном смысле на ощупь.

Состояние каждого ППМТ тщательно контролируется, тем не менее для каждого перехода на случай возникновения чрезвычайной ситуации разработан план ликвидации возможного разлива нефти и нефтепродуктов. Для составления таких планов используются математические модели, позволяющие определить точное место локализации разлива, постановки боновых заграждений и даже тип заграждений, который необходимо применить. А чтобы нефтепроводчики были «в форме», периодически проводятся учебно-тренировочные занятия по локализации и ликвидации условных чрезвычайных ситуаций.

Источник

Безаварийная эксплуатация подводных переходов МНП

Рассматривается оценка технического состояния подводных переходов магистральных нефтепроводов, его дефектоскопическая характеристика, изложена действующая система получения исходных данных для прогнозирования остаточного ресурса безопасной эксплуатации, предложены конкретные рекомендации по повышению точности математических моделей для прогнозирования остаточного ресурса.

Особое внимание при обеспечении требований экологической безопасности и повышения надежности трубопроводов уделяется подводным переходам, как наиболее опасным объектам магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. Суммарная протяженность порядка 1500 подводных переходов нефтепроводов ПАО «Транснефть» составляет примерно 1800 км (2.5% от общей длины магистралей). Протяженность отдельных подводных переходов достигает нескольких километров.

Самые сложные в эксплуатации – глубоководные переходы. На них расстояние от верхней образующей трубопровода до зеркала реки – 25 и более метров. Всего таких переходов на нефтепроводной сети около 40, больше всего – в Волго-Камском бассейне и на реках Сибири. Около 70% переходов проложены траншейным методом, в том числе через крупнейшие реки России (Обь, Волга, Кама и др.). По данным Ростехнадзор (Росатомнадзор) за последние 20 лет из общего числа возникших аварийных ситуаций на магистральных нефтепроводах 11% приходится на подводные переходы.

Задача обеспечения безаварийной или безопасной эксплуатации подводных переходов магистральных нефтепроводов (ППМН) решается на основе результатов оценки их технического состояния (ОТС), которая формируется из данных комплексного анализа – периодического дефектоскопического контроля внутритрубными снарядами и внешнего периодического обследования (частичного и полного). Последние выполняются с использованием приборов и, в необходимых случаях, водолазного обследования.

Имеющиеся аналитические исследования данных эксплуатации свидетельствуют о том, что относительное количество отказов (по отношению к рассматриваемой длине) подводных переходов превышает этот показатель для остальной линейной части магистральных нефтепроводов в 1,3 раза. Установлено, что аварии на подводных переходах, являющиеся в большинстве случаев результатом развития имеющихся и возникших в процессе эксплуатации дефектов, обусловлены воздействием двух групп факторов, связанных, во-первых, со снижением несущей способности трубопроводов, и, во-вторых, с увеличением нагрузок и внешних воздействий.

Читайте также:  Как производится сборка неповоротных кольцевых стыковых соединений труб

Снижение несущей способности нефтепровода происходит вследствие развития дефектов в стенке трубы, в частности, различных видов коррозии, а также старения металла под действием циклических нагрузок.

Вторую группу составляют нагрузки и внешние воздействия (рабочее внутреннее давление, температурный перепад, продольное усилие, воздействие потока и др.), изменяющие напряженно-деформированное состояние трубопровода. Из причин, вызывающих усиление этих факторов, прежде всего надо отметить оголения и провисы в русловой части.

Как показывает опыт эксплуатации, основной причиной непосредственного нарушения герметичности труб является их коррозионный износ.

Имеющиеся данные по ОТС и причинам аварий на ППМН говорят о неоднозначности полученных характеристик. Так, например, рассмотрим результаты дефектоскопического контроля трубопроводов с отрицательной плавучестью, т.е. нефтепроводов, различными снарядами внутритрубной диагностики (ВТД). Всего было обследовано 33 подводных перехода, расположенных в средней полосе России.

Из данных дефектоскопического контроля следует, что наибольшее число составляют дефекты типа вмятин и рисок (на каждый переход в среднем приходится 2 таких дефекта); также велика доля таких дефектов как аномалии в продольном сварном шве и гофры (по 1 на каждый переход), а также дефектов типа потери металла.

Дефекты типа вмятин, рисок и гофр трубопроводы получают, чаще всего, еще на этапе сооружения (75% от общего числа). Аномалии (поры, непровары, трещины) в продольном сварном шве – это результат заводского брака, в поперечном шве – результат нарушения технологии сварки в полевых условиях. Дефект типа потери металла является эксплуатационным, так как появляется чаще всего уже в период эксплуатации, как результат коррозии трубопровода.

Данный анализ приводит к выводу о том, что большинство дефектов ППМН были заложены еще на этапе сооружения трубопроводов, и только небольшая доля дефектов возникла позже. Тем не менее, не исключено возникновение таких дефектов, как гофры, при изменении проектного положения трубопровода в результате воздействия русловых процессов, продольных усилий, подвижек грунта, вмятин и рисок от воздействия якорей, драглайнов и т.п.

Существенным выводом по данному анализу, касающихся расположения дефектов, является тот факт, что наибольшее их количество сосредоточено в пойме водотоков (95% от общего числа). Это связано с тем, что пойменные участки трубопроводов, вероятно, находятся в изменяющихся условиях влажности грунта, подвижек грунта, поскольку именно в пойме происходит переход от влажного грунта к сухому и изменяется напряженно-деформированное состояние системы «труба-грунт», что может привести к аварийным ситуациям.

Сравнение характеристик состояния подводных переходов нефтепроводов и газопроводов, находящихся в средней полосе России, показывает, что трубопроводы с положительной плавучестью (газопроводы) наиболее подвержены коррозии (50% от общего числа дефектов) по сравнению с нефтепроводами. На нефтепроводах чаще встречаются дефекты геометрии трубы, такие как вмятины, гофры. Дефектные сварные швы с одинаковой частотой встречаются и на тех и на других трубопроводах.

Что же касается расположения на газопроводах, то оно подобно нефтепроводам: основная масса дефектов сосредоточена в пойме. Можно говорить о том, что перекачиваемая среда на расположение дефектов не влияет.

В ходе внешнего периодического обследования ППМН часто обнаруживается нарушение условий проектного положения трубопровода, выражающегося в виде недозаглубления, оголения и провиса. Если вовремя не провести ремонтно-восстановительные работы (РВР), т.е. восстановить нормативную глубину заложения, то произойдет изменение проектного положения трубопровода, увеличение характеристик напряженно-деформированного состояния, образование гофр и если возникшие напряжения превысят предельные значения, то и нарушение целостности трубы.

С использованием результатов оценки технического состояния ППМН выполняется расчет его остаточного ресурса. Прогнозирование остаточного ресурса ППМН, также как и любого другого участка линейной части магистрального нефтепровода, выполняется с использованием математических и алгоритмических моделей.

В связи с высокой экологической опасностью подводных переходов, в настоящее время используется широкий спектр мероприятий, связанных с обеспечением безопасности их эксплуатации. Этому способствует наличие паспортов на каждый переход, создание информационно-аналитической системы, аккумулирующей сведения и характеристики по поддержанию технической исправности переходов. Давно созданная структурная единица ПАО «Транснефть» (с 2014 года – АО «Транснефть-Подводсервис») после реорганизации выполняет комплексные виды производственной деятельности, направленные на повышение эффективности эксплуатации ППМН. Особое внимание уделяется проблеме технического обслуживания и ремонта (ТОР). На основании опыта эксплуатации ППМН создана нормативная база проведения обследований и интерпретации их результатов; разработаны регламенты подготовки и проведения ремонтно-восстановительных работ, своевременно выполняется их актуализация [1-5].

Как правило, таким регламентам предшествуют широкие исследования с привлечением достижений механики разрушения и теории оболочек. В результате интерпретации результатов обследований ППМН формируются выборки исходных данных, на основании которых выбираются те или иные модели, позволяющие адекватно прогнозировать время безопасной работы конкретного перехода.

Такой подход является классическим, хотя чаще всего приводит к результатам, увеличивающим расходы на ТОР, что обусловлено непреодолимыми до определенного времени проблемами, связанными с большим объемом вычислений.

Сегодня, в связи с бурным развитием вычислительной техники и в рамках реализации общенациональной программы цифровизации экономики появилась возможность, во-первых, выполнять самые сложные вычисления (использовать адекватные математические модели), во-вторых – использовать в качестве исходной информации большие объемы неструктурированной информации, что в свою очередь позволяет на основании ее статистической обработки разрабатывать модели прогнозирования индивидуального остаточного ресурса. Такие модели дают возможность прогнозировать период безотказной работы объекта с достаточно высокой достоверностью. Кроме того, эти модели можно использовать для интервальной оценки даты проведения дополнительного обследования, что позволит корректировать сроки не только безопасной эксплуатации объекта, но и улучшить сами модели прогнозирования.

Но проблема состоит в том, что процесс получения и последующей обработки исходной информации связан с использованием значительного количества математических и алгоритмических моделей, каждая из которых привносит свою долю погрешности в окончательный результат (прогноз срока безаварийной безопасной работы). Эти погрешности накапливаются и могут существенно влиять на результаты расчетов. До настоящего времени этой проблеме не уделялось должного внимания.

Предлагается ее решать, используя базовые понятия и алгоритмы классической вычислительной математики для построения как точных, так и интервальных оценок требуемых параметров. Это возможно при выполнении следующих условий:

обоснованное формирование массива исходной информации;

экспериментальное подтверждение качества полученной информации;

интерпретация результатов в соответствии с уровнем качества исходной информации;

формирование рекомендаций по применению разработанных моделей прогнозирования с учетом качества исходной информации, структуры и содержания используемых математических моделей.

Предлагаемые математические модели должны отвечать требованиям чувствительности и робастности.

Под анализом чувствительности подразумевается определение реакции модели на отклонения ее входных параметров. Таким образом, анализ чувствительности позволит сделать вывод об относительной важности входных переменных для конкретной модели, что, в свою очередь, позволит выделить ключевые переменные и идентифицировать те, которые можно без ущерба исключить из рассмотрения.

Читайте также:  Каркас для гардеробной из профильной трубы

Под робастностью математической модели в статистике понимают нечувствительность к различным отклонениям и неоднородностям в выборке исходных данных или результатов наблюдений, связанным с теми или иными, в общем случае, неизвестными причинами.

Для повышения достоверности прогнозирования времени безотказной эксплуатации ППМН в качестве ресурсного обеспечения процесса оценки погрешности остаточного ресурса ППМН должна быть создана система поддержки принятия решения по техническому состоянию ППМН, которая включает базу данных о техническом состоянии ППМН на всех стадиях жизненного цикла и программное обеспечение анализа достоверности информации об обследованиях ППМН.

Подсистема оценки остаточного ресурса ППМН на текущий момент времени на выходе формирует Интервальную оценку остаточного ресурса, т.е. диапазон возможных значений времени безотказной работы с заданной вероятностью (например, от 29-го до 31-го месяца, с вероятностью p=0,95).

1. ОР-75.200.00-КТН-231-16. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Порядок технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через водные преграды и малые водотоки.

2. РД-75.200.00-КТН-012-14. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Переходы магистральных трубопроводов через водные преграды. Нормы проектирования.

3. ОР-23.040.00-КТН-134-13. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Паспорт перехода магистрального нефтепровода и нефтепродуктопровода через водную преграду.

4. ОР-35.240.50-КТН-106-11. Порядок эксплуатации автоматизированной информационно-аналитической системы контроля технического состояния подводных переходов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.

5. ОР-35.240.00-КТН-105-17. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Порядок подготовки и принятия решения о создании или модернизации информационной системы.

Источник

Покорение Севера

Строительство уникального магистрального нефтепровода за Полярным кругом завершено


Подводный переход через реку Таз — один из самых протяженных в истории строительства трубопроводов. Фото: Архив «Транснефть-медиа»

Нефтяники все активнее берутся за освоение новых месторождений, расположенных на Крайнем Севере. Многие из них были разведаны еще в советское время, но начало промышленной эксплуатации тормозила транспортная недоступность региона. Добыть сырье можно, но как доставить его потребителю?

В апреле 2010 года вышло распоряжение правительства РФ N 635 о строительстве магистрального нефтепровода Заполярье — Пурпе — Самотлор. Нефтепровод Пурпе — Самотлор был построен за полтора года и введен в строй в октябре 2011-го. Следующим этапом стало строительство магистрального нефтепровода Заполярье — Пурпе, уходящего далеко за Полярный круг.

Опереться на мерзлоту

В октябре 2010 года на трассе будущей магистрали начались инженерные изыскания. На первом же этапе стала понятна главная проблема, которую предстояло решить строителям: 70% трассы проходило по вечной мерзлоте и почти половина приходилась на заболоченные территории. Взвесив все «за» и «против», специалисты компании решили совместить надземную и подземную прокладку нефтепровода. Более 300 км трубы предстояло проложить над землей на опорах, а 170 км — обычным подземным способом.

Перед тем как приступить к проектированию, специалисты НИИ «Транснефть» и проектного института «Гипротрубопровод» изучили отечественный и зарубежный опыт подобного строительства. Самый примечательный из них — сооружение и последующая эксплуатация Трансаляскинского нефтепровода в США, также проложенного надземным способом. За почти 40 лет работы трансаляскинская магистраль столкнулась с немалыми проблемами, включая и разрушение опор. «Транснефть» решила сделать ставку на надежность: специалисты компании, учтя все плюсы и минусы, самостоятельно разработали и конструкции опор, и другие уникальные технические решения.

Первый опыт получился «пристрелочным». Строители, увидевшие пробный вариант опоры, в шутку прозвали ее «царь-пушкой», уж очень громоздкой она была. Но это было лишь начало, за несколько месяцев конструкция была доработана и уменьшена до оптимальных размеров. Понимая, что перепады температур, а с ними и нагрев или охлаждение стальных труб, могут вызвать подвижность нефтепровода, проектировщики создали три вида опор: неподвижную, продольно-подвижную и свободно-подвижную. С одной стороны, они надежно закрепили трубу, с другой — позволили ей двигаться в осевом и поперечном направлениях, гася температурные напряжения.

Опоры, в свою очередь, устанавливались на сваи, погруженные в грунт на глубину до 18 м. При этом, чтобы не растопить вечную мерзлоту, рядом со сваями в грунт погружались заправленные хладагентом термостабилизаторы. Они также были разработаны специалистами «Транснефти» и по своим возможностям превосходили все имеющиеся на тот момент образцы.

Проектировщики учли и реологические свойства нефти северных месторождений: малосернистой, но высоковязкой, с большим содержанием парафинов. Чтобы транспортировать такое сырье, на всем протяжении нефтепровода предусмотрели пункты подогрева нефти, поднимающие температуру сырья до +60 С. Все трубы решили упаковать в специальную теплоизоляцию, не пропускающую холод снаружи и тепло изнутри. По итогам разработок новых технологий и устройств «Транснефть» получила в общей сложности 37 патентов на изобретения и полезные модели. Кроме того, авторский коллектив проекта был удостоен премии правительства РФ в области науки и техники.


Первый стык самого северного в России нефтепровода. Фото: Архив «Транснефть-медиа»

Ударная стройка

Первый стык магистрали Заполярье — Пурпе был сварен 5 марта 2012 года. Нефтепровод общей протяженностью 488 км строили с юга на север — от конечной точки НПС «Пурпе» в направлении головной станции «Заполярье». Работы шли одновременно на нескольких участках — варили трубы, монтировали опоры, забивали сваи. Последнюю, казалось бы, стандартную операцию приходилось выполнять с величайшей точностью, допустимое отклонение от вертикальной оси — всего 2 см. Чуть больше — и сваю необходимо демонтировать и забивать по новой. И это в лучшем случае, в худшем ее пришлось бы переносить на другое место, соответственно изменяя и первоначальный проект.

При сооружении опор определялся тип грунта (мерзлотный или обычный) и в соответствии с этим выбирался тип сваи, пригодной именно для этого места. Строителям с многолетним опытом приходилось по новой осваивать технологию прокладки нефтепровода. Трубы поступали на трассу в заводской теплоизоляции толщиной до 100 мм и требовали совершенно иного способа хранения, а также нового метода укладки на опоры.

Легких участков на трассе не было в принципе, но чем дальше нефтепровод уходил на север, тем сложнее приходилось строителям. И дело не только в погоде, с приближением к Полярному кругу увеличивалось число участков вечной мерзлоты. Весь проект был разбит на три этапа (очереди), и первая, самая южная, очередь нефтепровода с 488-го по 358-й км получилась самой подземной: почти половина маршрута была пройдена традиционным способом — трубы уложили в траншеи и закопали. На второй очереди соотношение подземной и надземной прокладки составило 40 на 60%, а на третьей труба шла только над землей, за исключением пойменной части реки Таз и оленьих переходов. Несмотря на сложности, стройка двигалась рекордными темпами — за сутки в нитку сваривалось до километра трубы.

Жаркие зимы

Особенность проекта Заполярье — Пурпе в том, что строительство велось преимущественно в зимнее время. Хотя морозы в этот период здесь и свирепствуют, как нигде более, но именно они сковывают толстым слоем льда многочисленные болота и водоемы Севера, совершенно непроходимые в летнее время. Так что зимой проще доставлять на трассу необходимую технику — сварочные комплексы, трубоукладчики, экскаваторы и вести основные работы — монтаж опор, сварку и укладку труб.

Читайте также:  Устройство элеватора для бурильных труб

Северный климат заставлял строителей проявлять по-настоящему героические качества. Сильные морозы не раз останавливали работу людей и техники. Ураганные ветра (до 27 м/с) заметали дороги, делая невозможным проезд для любой техники, кроме тяжелых бульдозеров, которые днем и ночью разгребали снежные заносы. Столбик термометра, бывало, падал до нижней отметки так, что дальше снижаться было некуда, и в буквальном смысле «замораживал» ход работ. Конечно, при такой температуре все работы останавливались, но упущенное быстро наверстывалось, и высокие темпы строительства сохранялись в любых условиях.

Весной стройка начинала замедляться, поскольку в конце мая — начале июня местность, по которой проходит трасса Заполярье — Пурпе, из снежной пустыни превращалась в нескончаемую водную гладь. Но и в теплый сезон строительство не останавливалось — там, где было возможно, продолжались работы, кроме того, испытывались уже готовые участки нефтепровода, шел завоз техники и материалов водным путем.

Перешагнуть Таз

Трасса нефтепровода Заполярье — Пурпе пролегает через множество водных преград, от маленьких озер и речушек до серьезных судоходных артерий. Крупнейшей из них стала река Таз. Здесь строителям пришлось соорудить один из самых больших в трубопроводной системе подводных переходов протяженностью вместе с прибрежными участками 28 км. На такую ширину разливается река в половодье.

Подготовка к форсированию реки велась 1,5 года. Специалисты изучили все особенности этого района, а также геологические характеристики участка и гидрологические характеристики самой реки. Из трех предложенных вариантов прокладки трубы был выбран самый экологически безопасный — метод наклонно-направленного бурения. Для этого под дном реки предстояло пробурить большую скважину и протянуть через нее трубу в специальном защитном кожухе.

Наступление на Таз вели с обоих берегов, на каждом из которых смонтировали по мощной буровой установке. Стояла зима, и чтобы вести бурение даже в самые сильные морозы, установки поместили в легковозводимые ангары, внутри которых поддерживалась положительная температура. Всего предстояло пробурить три скважины длиной около километра: для основной нитки, резервной и для кабеля связи. Только на основной скважине диаметром 1600 мм пришлось пройти буром поперек реки восемь раз, с каждым шагом расширяя проход на 200 мм.

Станции на сваях

Помимо прокладки трубы сооружение нефтепровода включало строительство двух перекачивающих станций — ГНПС «Заполярье» и НПС «Ямал». Работа на станциях шла и днем, и ночью, тем более что отличить одно от другого здесь сложно. В полярную ночь в этих широтах световой день длится чуть больше часа, а в полярный день солнце вообще не заходит за горизонт.

Перекачивающие станции, как и трубу, тоже пришлось ставить на сваи. На ГНПС «Заполярье», к примеру, в мерзлый грунт было забито в общей сложности около 17,5 тыс. свай. На них покоятся все производственные и бытовые здания, а также резервуарный парк — 8 емкостей объемом 20 тыс. куб. м каждая. Также, чтобы не тревожить вечную мерзлоту, все коммуникации, которые на обычной станции прячут под землю, здесь выведены на поверхность. Технологические трубопроводы, тепло- и водоснабжение, электросиловые кабели и связь — все проложено на специальных эстакадах.

Чтобы нефть в резервуарах не остывала, их впервые в практике «Транснефти» покрыли теплоизоляцией — 100-миллиметровым слоем пеностекла, не боящегося ни влаги, ни морозов. Административно-хозяйственную зону обеих станций исполнили в привычном для Крайнего Севера варианте — несколько корпусов связали между собой переходные галереи, по которым персонал может перемещаться из одного здания в другое не выходя на улицу.

Сообщение с самой северной станцией «Заполярье», расположившейся за рекой Таз, на Гыданском полуострове, летом возможно только по воздуху. Поэтому основной завоз материалов на стройку шел зимой по ледовой переправе через Таз и автозимнику, который в условиях Крайнего Севера называют не иначе как «дорогой жизни». Пока стояли холода, по проложенной через зимнюю пустыню трассе ежедневно «пылили» сотни грузовиков. А в точках отправления и прибытия круглосуточно шли погрузка, разгрузка и складирование материалов.


Надземная часть трубопровода проложена на особых опорах, каждая свая снабжена термостабилизаторами грунта. Фото: Архив «Транснефть-медиа»

Не потревожив ягель

Уникальная природа Крайнего Севера требовала от строителей нефтепровода Заполярье — Пурпе особого внимания к экологической безопасности проекта. Магистраль спроектирована так, что не пересекает никаких особо охраняемых природных территорий. Также «Транснефть» позаботилась о сохранении традиционных промыслов представителей коренных малочисленных народов Севера, чье основное занятие — разведение оленей, рыболовство, охота на пушного зверя, сбор ягод и лекарственных трав.

Когда труба вошла в тундру, все основные работы велись только зимой. С мая по сентябрь здесь цветет ягель — главное природное богатство Севера. Если повредить это нежное растение, на восстановление уйдет 60 лет. Также специалисты изучили пути миграции оленьих стад, и там, где они пересекаются с трассой нефтепровода, были обустроены оленьи переходы — труба уходит под землю или, наоборот, поднимается высоко над снежным покровом, оставляя достаточно места для прохода животных.

Для сохранения другого богатства Севера — ценных пород рыбы — нефтепроводчики выпустили в водоемы около 700 тыс. мальков. Кроме того, «Транснефть» построит на территории Тазовского района завод по товарному выращиванию и воспроизводству сиговых рыб.

С прицелом на будущее

Строительство магистрали Заполярье — Пурпе завершилось точно в срок. С начала этого года на объектах нефтепровода уже работают представители эксплуатационных служб компании «Транснефть». С приходом магистрали в полярных широтах появилась не только транспортирующая нефть труба, но и 1,5 тыс. новых рабочих мест, многие из которых заняли местные жители.

Кроме того, проект Заполярье — Пурпе дал новый стимул развитию отечественного производства, ведь конструктивные элементы, материалы и оборудование производились на российских заводах. А еще новый нефтяной маршрут — это налоговые поступления как от нефтепроводчиков, так и от добывающих компаний. Нет сомнений, что магистраль даст импульс развитию нефтедобычи в регионе. Проект Заполярье — Пурпе доказал, что работать в столь суровых условиях вполне возможно, а примененные при строительстве нефтепровода технологии вполне могут подойти при дальнейшем освоении Крайнего Севера.

Справка

Нефтепровод Заполярье — Пурпе способен перекачивать до 45 млн т нефти в год. Он позволит принять в систему магистральных трубопроводов сырье новых месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа и севера Красноярского края. Это Уренгойская группа месторождений («Газпром»), Сузунское, Тагульское, Русское, Русско-Реченское месторождения («Роснефть»), Мессояхское и Восточно-Мессояхское месторождения («Роснефть» и «Газпром нефть»), Пякяхинское месторождение («ЛУКОЙЛ»).

Источник