Наверх

Трубопроводная система Восточная Сибирь – Тихий океан

Дата публикации: 30 Апреля 2009

Трубопроводная система Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО) строится для транспортировки нефти на российский Дальний Восток и на рынки Азиатско-Тихоокеанского региона. Система будет технологически соединена с существующими магистральными трубопроводами ОАО «АК «Транснефть» и позволит создать единую сеть, обеспечивающую оперативное распределение потоков нефти по территории России в западном и восточном направлениях.

Планируемая пропускная способность ВСТО – 80 млн тонн нефти в год. Протяженность трассы свыше 4 770 километров, конечным пунктом которой будет новый специализированный морской нефтяной порт в бухте Козьмино в Приморском крае. Первая очередь строительства Тайшет – Сковородино (2757 км) начата в апреле 2006 года.

Основными районами Западной Сибири, обеспечивающими ресурсную базу ВСТО, являются Томская область и Ханты-Мансийский округ. Намечается использование месторождений Иркутской области и Республики Саха (Якутия) – Юрубчено-Тахомского, Куюмбинского, Среднеботуобинского, Верхнечонского, Ярактинского, Талаканского.

Выявленные запасы нефти способны удовлетворить потребности Восточной Сибири и Дальнего Востока в энергетическом и нефтехимическом сырье, а также обеспечить крупномасштабные поставки углеводородного сырья в страны АТР.

Новая трубопроводная система создается с учетом самых лучших достижений в проектировании, строительстве и эксплуатации нефтепроводов и обладает высоким уровнем надежности и минимальным воздействием на окружающую среду.

Большая протяженность и сложность прохождения трассы – отсутствие инфраструктуры на многих участках, скальные и песчаные породы, болота, тайга, зоны вечной мерзлоты, сейсмичность, значительное количество водных препятствий, низкие температуры зимой и т.д. – потребовали применения особых технических решений.

Проектом заложен комплекс таких технических и природоохранных мероприятий, которые сведут к минимуму возможное негативное влияние нам окружающую среду или полностью его исключат. В их числе:
• комплексное решение проблемы очистки хозяйственных и бытовых стоков, препятствующее загрязнению водных объектов;
• высокоэффективные способы утилизации отходов, направленные на минимизацию загрязнения почв, грунтов и подземных водных источников;
• передовые методы рекультивации нарушенных земель, способствующие сохранению и восстановлению природного слоя почвы;
• сооружение подводных переходов методами наклонно-направленного бурения и микротоннелирования, что позволяет не только избежать отрицательного воздействия на ложе и русло реки при строительстве нефтепровода, но и практически исключить поступление нефти в водные объекты в случае аварийной ситуации;
• организация службы наблюдения за изменением состояния трубопровода и местности вдоль трассы (технический мониторинг);
• использование труб особого класса прочности и повышенной эксплуатационной надежности с особыми показателями химического состава, структуры металла, ударной вязкости, стойкости к растрескиванию, требованиями к сварным швам;
• расстановка задвижек на малых реках, пересекаемых трубопроводом: сокращение расстояния между отсекающими задвижками против нормируемого;
• установка датчиков системы обнаружения утечек нефти с интеграцией ее в общую схему автоматизации и управления трубопроводом;
• использование на участках максимального приближения к рекам и водохранилищам труб с толщиной стенок 16-24 мм, а на подводных переходах – 22-29 мм;
• широкое применение средств автоматики, телемеханики, информатики и связи;
• создание аварийно-спасательных подразделений на всем протяжении трассы и соответствующей инфраструктуры для оперативного реагирования в случае гипотетических чрезвычайных ситуаций:
• стройная непрерывная система профессиональной подготовки персонала.

Защита трубопровода от почвенной коррозии обеспечивается трехслойным полимерным покрытием на основе экструдированного полиэтилена толщиной не менее 3 мм, наносимым в заводских условиях.
Узлы запорной арматуры устанавливаются в пониженных местах рельефа, расстояние между ними составляет не более 30 км. В зависимости от рельефа местности предусмотрена установка узлов запорной арматуры на переходах через активные разломы. На всех подводных переходах устанавливаются береговые задвижки.

Наблюдение за состоянием нефтепровода и обслуживание сооружений линейной части будет осуществляться с применением различных транспортных средств – вездеходного транспорта повышенной проходимости и вертолетов (с использованием предусмотренных на трассе вертолетных площадок). Также предусматривается строительство вдольтрассовых проездов.

Специальные ремонтные бригады, входящие в состав линейно-эксплуатационной службы (ЛЭС) размещаются на нефтеперекачивающих станциях (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.

Ряд проектных решений направлен на диагностику состояния нефтепровода во время эксплуатации. Так, устанавливаются узлы пуска средств очистки и диагностики. Расстояние между ними не превышает 280 км, все они размещаются на основной нитке нефтепровода у НПС.

Предусмотрена комплексная внутритрубная диагностика непосредственно после окончания строительно-монтажных работ и в процессе эксплуатации системы. Периодичность ее сокращена по сравнению с действующими регламентами с пяти до трех лет, а на отдельных участках – до одного года. Кроме того предполагается комплексное обследование нефтепровода непосредственно после сейсмических воздействий.

Пресс-служба ООО "Востокнефтепровод"