Neftegazovoe_stroitelstvo_2005

Для обеспечения требуемых режимов работы резервуаров на них устанавливается следующее оборудование:

•приемораздаточные устройства с запорной арматурой;

•хлопушки электроприводные;

•компенсирующие устройства для РВС 50 000;

•винтовые мешалки или система предотвращения накопления донных отложений с пригруженными веерными соплами;

•огневые предохранители для РВС 50 000;

•дыхательные и предохранительные клапаны для РВС 3000;

•устройства для отвода подтоварной воды;

•система орошения для РВС 3000;

•система подслойного пожаротушения;

•уровнемеры и сигнализаторы уровня.

14.1.4. Технологическое оборудование Наливная насосная оснащается подпорными вертикальными на-

сосами агрегатами НПВ 3600-90 с электродвигателями BAOB2-710L4.

Емкости для приема нефти при гидроударе — стальные горизонтальные емкости объемом 100 куб. м. Емкости устанавливаются надземно и оснащаются запорной арматурой, огневыми предохранителями и сигнализаторами уровня. Откачка нефти из емкостей осуществляется насосом НК 65/35-70, установленным рядом с ними.

Емкости для сбора утечек нефти и дренажа технологических трубопроводов. Для сбора утечек нефти от торцевых уплотнений насосов НПВ 3600-90 и дренажа технологических трубопроводов наливной насосной станции применяется емкость подземная горизонтальная типа ЕП-25. Емкость оснащается огневым предохранителем и сигнализатором уровня. Откачка нефти из емкости производится автоматически при помощи погружного насоса 12НА-9х4, установленного на горловине емкости, во всасывающий трубопровод наливной насосной станции.

Дизельная резервная электростанция. Предназначена для обеспечения электроэнергией потребителей береговых сооружений в период аварийного отключения основного источника электроснабжения. Расчетная продолжительность отключения составляет 3 суток в год. В остальное время дизельная электростанция будет находиться в резерве. В комплект дизельной электростанции входят:

•дизель-электрический агрегат;

•оборудование топливной системы;

•масляная система;

•система охлаждения;

• выхлопная система.

Резервуары для хранения дизельного топлива. Для хранения дизельного топлива применяются стальные горизонтальные резервуары _ бочки емкостью по 10 куб. м. Число резервуаров принимается исходя из 4—5 суточного запаса дизельного топлива. Резервуары устанавливаются надземно и оборудуются запорной, измерительной и дыхательной арматурой. На одной площадке с резервуарами устанавливается насос НМШ 5-25-3,6/4.

Коммерческий узел учета количества и качества нефти (УУН). Предназначен для измерения количества и физико-химических параметров сырой нефти, обработки и выдачи данных при учетно-рас- четных операциях. В состав УУН входят:

•измерительные линии рабочие и резервные в комплекте с преобразователями расхода, струевыпрямителями, прямыми участками, фильтрами, регуляторами расхода, запорной арматурой на общей раме;

•блок-бокс (3x4 м) контроля качества нефти в комплекте с вискозиметрами, плотномерами, влагомерами, устройствами приема пробы с быстроразъемными соединениями, насосами прокачки, системой промывки, автоматическим пробоотборником, системами жизнеобеспечения оператора;

•турбопоршневая поверочная установка (ТПУ) в комплекте с запорным краном и подводящим и отводящим трубопроводом, дренажной системой, приборами автоматики;

•система промывки и поверки ТПУ в комплекте с циркуляционным насосом, эталонным мерником, установленным на электронных весах, резервуарами для промывочной жидкости и технической воды;

•пробозаборное устройство;

•устройство для обработки информации;

•емкость для сбора дренажной нефти типа ЕП-25, установленной поземно.

14.2. АРХИТЕКТУРНО-СТРОИТЕЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ

14.2.1. Принципиальная схема площадки морского терминала

Морской терминал является конечным пунктом трубопроводной системы и располагается на территории морского порта. Площадь под строительство терминала составляет порядка 70—100 га. На территории терминала строятся:

• резервуарный парк из наземных металлических резервуаров;

406ЧастьII.Объектыисооруженияподготовкиитранспорта...

•нефтеналивная насосная станция;

•административно-хозяйственные здания;

•база производственного обслуживания;

•узел водопроводных канализационных сооружений;

•узел канализационных сооружений;

•открытая и закрытая электроподстанции;

•электростанция (если вблизи отсутствуют высоковольтные линии электропередач и невозможен отвод электроэнергии к терминалу);

•подъездная дорога.

Площадь терминала разделена на три зоны:

•1-я зона — основные технологические установки нефти;

•2-я зона — сооружения вспомогательно-технологического и нетехнологического назначения (блочные устройства теплоснабжения, водоснабжения, энергоснабжения, пожаротушения, операторная, механическая мастерская и др.);

•0-я (нулевая) зона — сооружения хранения нефти — зона резервуарного парка.

Сооружения 0-й зоны размещаются на более высоких отметках по отношению к сооружениям 1-й зоны для обеспечения необходимого подпора для всасывания и возможности проветривания территории для исключения скапливания нефтяных паров. Сооружения 2-й зоны располагаются на отметках, примерно равных отметкам ближайших каре резервуарных парков.

Внутриплощадочные и подъездные дороги асфальтируются, имеют ширину проезжей части 4,5 м, ширина дорог в резервуарном парке 3,5 м. Проезды вокруг резервуаров и в технологической зоне проектируются приподнятыми над планировочным рельефом и служат ограждающим валом от перелива нефти через обвалования вокруг парка резервуаров и случайных разливов нефти.

На площадке терминала строятся следующие здания:

•корпус управления;

•караульное помещение;

•служебно-бытовой корпус;

•закрытая стоянка техники с пожарным постом;

•насосная станция водопенотушения;

•ремонтная мастерская.

Ограждающие конструкции зданий — покрытия, перекрытия, стены, кровля — аналогичны ограждающим конструкциям зданий компрессорной станции. Все бетонные и железобетонные конструкции, находящиеся в грунте, покрываются горячим битумом за 2 раза, осталь-

ные конструкции, находящиеся на открытом воздухе, имеют антикоррозийное атмосферостойкое покрытие. Сварные швы также покрываются антикоррозийным покрытием.

1.4.2.2. Автоматика, связь и охранно-пожарная сигнализация Автоматизация наливной насосной и задвижек на коллекторах

резервуарного парка выполняется на базе комплекта системы микропроцессорной автоматики. В состав системы входят:

•шкафы с программируемыми логическими контроллерами и модулями ввода-вывода;

•первичные датчики и вторичные приборы (при необходимости);

•приборные щиты вблизи оборудования.

Аппаратура управления устанавливается в местном диспетчерском пункте.

Врезервуарном парке предусматривается установка системы измерения уровня на базе радарных уровнемеров. На направляющих каждого резервуара устанавливаются датчики уровня и температуры, кроме того, устанавливаются датчики аварийного уровня и обнаружения пожара. Измерительные преобразователи узла учета нефти соединяются кабелями с вторичной аппаратурой, установленной

вместном диспетчерском пункте (МДП).

Всостав автоматизированных объектов и систем терминала входят:

•резервуарный парк;

•система управления контроля и защиты наливной насосной;

•система управления контроля и защиты наливных насосов;

•система откачки утечек;

•система пожаротушения;

•система водоснабжения;

•система производственно-ливневой и бытовой канализации;

•система вытяжной вентиляции караульного помещения;

•система приточно-вытяжной вентиляции гаража;

•система энергоснабжения.

Наладка микропроцессорного комплекса производится предпри- ятием-изготовителем по договору с заказчиком.

Внутриплощадочная связь включает в себя: автоматическую телефонную, громкоговорящую, офисную, местную диспетчерскую, систему оповещения о пожаре, радиофикацию, компьютерные сети.

Охранно-пожарная сигнализация. Помещения зданий и сооружений терминала с нормальной средой оборудуются системой пожарной сигнализации с применением тепловых, дымовых и ручных извещателей. Шлейфы пожарной сигнализации выводятся на приемно-

контрольный пожарный прибор, который устанавливается в операторной.

Для охранной сигнализации помещений используются магнитноконтактные извещатели, устанавливаемые на окнах и дверях. На стеклах окон размещаются ударно-контактные извещатели. Сигналы тревоги передаются на приемно-контрольный прибор, установленный в караульном помещении. На БСМТ и резервуарном парке предусматривается система видеонаблюдения.

Периметральная охранная сигнализация. Для охраны объекта используются следующие средства:

•система емкостного принципа действия, предназначенная для контроля за участками ограждения по периметру объекта. Сигнал тревоги возникает при перелезании через ограждение или при касании чувствительного элемента системы. В качестве чувствительного элемента служит металлическая сетка, закрепляемая по верху ограждения;

•система радиолучевого принципа действия, предназначенная для контроля за участками ограждения по периметру объекта в качестве второго рубежа охраны. Сигнал тревоги возникает при пересечении зоны действия сигнала;

•прибор микроволнового принципа действия, предназначенный для контроля наружных локальных объемных зон у ворот ограждения;

•активные инфракрасные линейные извещатели, необходимые для создания рубежа блокирования отдельных локальных участков ограждения;

•датчики магнитно-контактного принципа действия, служащие для контроля положения створок ворот ограждения, створок приборных шкафов с аппаратурой средств охраны, располагаемых вдоль ограждения объекта. Для предотвращения несанкционированного подхода к рубежам охраны предусматривается устройство оградительного забора из восьми нитей проволоки.

14.2.3. Электрохимическая защита от коррозии

Подземные коммуникации терминала и внешние поверхностиднищ резервуаров защищаются от коррозии низковольтными распределительными устройствами катодной защиты типа УКЗН (устройство катодной защиты низковольтное), каждое из которых комплектуется катодными станциями типа ОПС-2 мощностью 3 кВт. Электроснабжение систем катодной защиты (СКЗ) осуществляется от внутриплощадочных сетей напряжением 220 В. Число катодных станций принимается

взависимости от величины общей защищаемой поверхности подземных коммуникаций и днищ резервуаров. На площадках БСМТ устанавливаются контрольно-измерительные пункты в точках дренажа СКЗ и

вместах, обеспечивающих контроль за защищенностью всех подземных коммуникаций.

14.2.4.Система пожаротушения

В комплекс мероприятий по пожарной защите БСМТ входят; оповещение о пожаре, тушение пожара и его блокировка.

Для ликвидации пожара в резервуарном парке и в помещении ТПУ предусмотрена автоматическая стационарная система пенотушения с использованием пены низкой и средней кратности.

Пожаротушение РВС производится подачей пены низкой кратности в нижний пояс резервуара, непосредственно в слой нефти, используя высоконапорные пеногенераторы.

Автоматическая стационарная система послойного пенотушения включает в себя насосную станцию пенотушения, вертикальные стальные резервуары для воды, кольцевую сеть трубопроводов, мембранные емкости с пенообразователем, пеногенераторы и датчики пожарной опасности.

Включение в работу насосов пожаротушения автоматическое — от импульсов датчиков пожарной опасности, установленных на резервуарах с нефтью и в помещении ТПУ. Одновременно поступает сигнал на открытие соответствующих электрозадвижек на сети раствора пенообразователя для подачи огнегасительных средств к очагу пожара. В качестве огнегасительного средства используется фторсодержащий пенообразователь типа «легкая вода».

Тушение пожара в других помещениях осуществляется от системы хозяйственно-производственного водопровода, из установленных на ней внутренних пожарных кранов с расходом 5 л/сек. Наружное пожаротушение выполняется от гидрантов, установленных на сети противопожарного водопровода с расходом 10 л/сек.

Блокировка пожара предусматривает защиту сооружений от опасного воздействия высоких температур и осуществляется путем охлаждения водой горящего и соседних резервуаров для нефти. Охлаждение резервуаров емкостью 50 000 куб. м производится при помощи стационарной системы охлаждения, включающей, помимо насосов и кольцевой сети противопожарного водопровода, перфорированные полукольца орошения. Включение насосов для подачи воды осуществляется дистанционно.

Резервуарный парк оборудуется пожарными извещателями для дистанционной передачи команд на включение или выключение насосов пено- и водотушения.

Системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции и канализации аналогичны системам других наземных объектов нефтегазопроводов.

РЕЗЮМЕ

Морские нефтеналивные терминалы служат для приема сырой нефти и нефтепродуктов из нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, хранения и погрузки в танкеры для морской доставки потребителю. Потребителями сырой нефти, как правило, являются нефтеперерабатывающие заводы.

Сырая нефть и нефтепродукты поступают на терминал из магистральных трубопроводов. На терминале нефть и нефтепродукты подаются на замерные устройства, после которых поступают в резервуары. Из резервуаров нефть и нефтепродукты могут перекачиваться в танкеры или в буферное хранилище.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1.Для чего служат морские нефтеналивные терминалы?

2.Какие сооружения и технологические комплексы входят в состав морских нефтеналивных терминалов?

3.Охарактеризуйте технологическую схему морского терминала.

4.Для чего организуются резервуарные парки на морских терминалах?

5.Назовите и охарактеризуйте основные зоны площадки морского терминала.

ЛИТЕРАТУРА

1. КоршакА., ШаммазовА. Основы нефтегазового дела: Учебник. — Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002.

2.Лаптев А.А. Методология организации управления проектами строительства наземных объектов магистральных трубопроводов. — Тюмень: Слово, 2003.

3.Научный опыт создания техносферы специализированного морского нефтеналивного порта: Учебник / Ю.Г. Герман-шахлы, В.В. Попов; Под ред. В.В. Попова. — М.: РКонсульт, 2003.

СООРУЖЕНИЕ МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

ГЛАВАЛ5. ПРОЕКТИРОВАНИЕ МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

15.1. Основные положения 15.2. Морская добыча нефти и газа и ее перспективы

15.3. Проектирование подводных трубопроводов 15.3.1. Основные положения

15.3.2. Проектный анализ условий строительства и эксплуатации 15.3.3. Выбор трассы морских трубопроводов 15.3.4. Конструкция морских трубопроводов

Резюме Контрольные вопросы и задания Литература

15.1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Высокая эффективность и надежность трубопроводного транспорта нефти и газа обусловили стабильный рост протяженности морских подводных трубопроводов. В различных странах земного шара проложено более 60 000 тыс. км морских подводных нефтепроводов, газопроводов и продуктепроводов диаметром свыше 100 мм.

Наиболее освоенными морскими нефтегазодобывающими регионами, в которых проложено большое число подводных трубопроводов, являются Мексиканский залив и Северное море с существенно различными условиями строительства и эксплуатации нефтегазотранспортных систем. К другим районам активного морского строительства относятся Карибское море между Венесуэлой и Тринидадом; Тихий океан вдоль побережья южной части штата Калифорния и побережья Аляски; моря Тихого океана, омывающие острова Индонезии; весь Персидский залив Аравии; южная часть Средиземного моря. В последнее время к этим районам прибавился шельф острова Сахалин.

Морские трубопроводные системы — сложнейшие технические объекты, работающие в трудных природных условиях. Они должны сохранять работоспособность при воздействии штормов, течений, ветров, приливов и отливов, выдерживать ледовые нагрузки, быть защищенными от айсбергов. Стоимость прокладки одного километра подводного трубопровода существенно зависит от множества фак-

торов — технологии его прокладки, глубины моря, удаленности от береговых баз, продолжительности штормов, безледного периода, вида донных грунтов — и может составить от 50 тыс. долл. (для теплого климата) до 8—10 млн долл. (для арктических условий).

Современный этап разработки и эксплуатации морских месторождений нефти и газа, все более удаленных от суши и требующих применения новых технологий и повышенных расходов на их освоение, характеризуется следующими тенденциями:

•разработка месторождений меньшего размера с подключением транспортных коммуникаций к существующим сооружениям;

•использование ускоренных методов строительно-монтажных работ;

•применение подводных добывающих систем и сооружений;

•добыча с больших глубин в неблагоприятных окружающихусловиях;

•добыча из глубоко залегающих геологических структур с повышенными температурами и давлениями;

•применение современных методов технической диагностики для обеспечения безопасной эксплуатации трубопроводов и оборудования;

•применение современных методов управления проектами;

•широкое использование современных средств компьютерной техники, моделирования, электронных средств связи и навигации.

Подводные трубопроводные системы являются эффективными средствами транспорта при освоении нефтегазовых ресурсов континентального шельфа морей и океанов.

Суровые и специфические условия сооружения и эксплуатации трубопроводов, обусловленные значительной глубиной, волнами и течением, донными переформированиями и штормами, судоходством

ирыболовством, трудоемкостью и капиталоемкостью строительных

иремонтных работ, а также непосредственный контакт с высокочувствительной к загрязнению водной средой предъявляют исключительные требования к материалам, конструкции трубопровода, технологии его прокладки, соблюдению режимов перекачки и обслуживания.

Вмировой практике накоплен значительный опыт строительства

иэксплуатации трубопроводных систем в шельфовых зонах. В частности, при освоении континентального шельфа России полезным представляется опыт обустройства промыслов и создания инфраструктуры для транспорта нефти и газа в Северном море.

Подводные трубопроводы для транспортировки нефти, нефтепродуктов, попутного нефтяного и природного газов применялись еще на начальных стадиях развития нефтяной и газовой промышленности.

Так, при строительстве трубопроводов на пересечении рек, каналов, проливов, озер и других водоемов раньше и теперь преимущественно прокладывают подводные трубопроводные линии.

Значительное применение, особенно за последнее время, в связи с увеличением грузоподъемности наливных судов получили подводные трубопроводы, соединяющие рейдовые причалы с резервуарными парками перевалочных нефтебаз или нефтебаз прибрежных нефтеперерабатывающих заводов. По этим трубопроводам перекачивают нефть или нефтепродукты с танкеров на сушу и обратно.

Кроме того, во многих нефтедобывающих странах с каждым годом все шире применяют подводные трубопроводы для обслуживания морских нефтепромыслов.

Нужно отметить, что пока стоимость прокладки подводных трубопроводов, как правило, намного выше, чем сухопутных. Снижение стоимости строительства является одной из основных задач, стоящих перед морским трубопроводным транспортом.

Бурение и добычу нефти в море ведут теперь не только с эстакад и искусственных островов, но и со специальных плавучих установок, оснащенных соответствующими устройствами, оборудованием и приспособлениями для прокладки подводных трубопроводов. При обустройстве морских нефтепромыслов все большее применение получают подводные затопляемые нефтехранилища.

Непосредственно от скважины укладывают выкидные линии для подачи нефти к групповым сборным пунктам, а от них прокладывают подводные сборные трубопроводы, по которым нефть перекачивают на центральный сборный пункт морского нефтепромысла. Отсюда идут подводные магистральные трубопроводы, по которым транспортируют нефть на нефтебазу, находящуюся на берегу, на искусственном острове или эстакаде.

С удалением морских месторождений вглубь моря и обустройством нефтепромыслов на поверхности эксплуатационные расходы, включая транспортировку нефти, увеличиваются. Значительно возрастает стоимость оснований (платформ или судов) под буровые и другие установки, увеличивается стоимость прокладки на дне морей или океанов сборных трубопроводов в районе расположения нефтепромысла и магистральных трубопроводов для доставки нефти на сушу.

Подсчитано, что при протяженности морских трасс порядка нескольких сотен километров строительство трубопроводов для магистрального транспорта газа более предпочтительно, чем его перевозка танкерами, что связано с большими затратами на строительство и эксплуатацию мощностей по сжижению природного газа.

При строительстве трансконтинентальных морских трубопроводов экономический эффект достигается за счет отсутствия необходимости платежей за транзит газа через территорию третьих стран. Кроме того, протяженность трасс морских трубопроводов обычно ниже, чем при преодолении водных преград по берегу. Этот эффект особенно сильно проявляется при переходе через относительно узкие и в то же время протяженные акватории, такие, как, например, Байдарацкая губа Карского моря.

Вкачестве примеров строительства трансконтинентальных газопроводов можно привести переход через пролив Гибралтар и Транссредиземноморский трубопровод из Туниса в Италию по дну Средиземного моря.

Внастоящее время наиболее известным проектом является «Голубой поток», предусматривающий строительство морского участка газопровода по дну Черного моря из России непосредственно в Турцию. Его особенность заключается прежде всего в значительной глубине моря (2150 м) и сложных геологических условиях.

15.2. МОРСКАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА И ЕЕ ПЕРСПЕКТИВЫ

В настоящее время до 70% всей энергии, потребляемой в мире, дают нефть и газ. Истощение этих природных ресурсов на суше обусловливает увеличение их добычи в море. Уже через 10—20 лет половину необходимой индустриальным регионам земного шара энергии смогут дать месторождения, расположенные в морских акваториях. Ни огромные затраты на сооружение сложнейших технологических объектов, ни крайне тяжелые природные условия освоения подводных месторождений не остановят роста добычи нефти и газа из-под морских глубин.

Основной ее объем будет обеспечен в результате разработки залежей в континентальном шельфе, где на 16 млн км2 возможно скопление нефти и газа.

Объем морских поисково-разведочных работ и добыча нефти и газа будут продолжать расти, в том числе и в глубоководных районах, несмотря на то, что эти работы требуют огромных затрат. В морскую нефтегазовую промышленность каждый год вкладываются сотни миллиардов долларов США, причем более трети всех инвестиций приходится на разведку и эксплуатацию.

Весьма значителен парк передвижных плавучих буровых установок, с помощью которых ежегодно бурят более 2 тысяч скважин, вклю-

чая примерно 850 поисково-разведочных. Спрос на подвижные буровые платформы достаточно устойчив и составляет почти тысячу единиц.

Мировая потребность в баржах-трубоукладчиках и трубозаглубителях, а также в плавучих кранах оценивается до 250—300, а во вспомогательных судах — до 1800 единиц. Сохраняется спрос на стационарные стальные и бетонные платформы и на подвижные буровые платформы.

Прогнозируется рост объемов работ, связанных с инспектированием и ремонтом морских сооружений (трубопроводов, платформ и т. д.). В связи с этим ожидается увеличение спроса на подводные суда для наблюдения за работами по прокладке и ремонту подводных нефте- и газопроводов, а также установки подводных систем для эксплуатации скважин.

Несмотря на расширение использования манипуляторов с дистанционным управлением, увеличится спрос на водолазные работы, так как во многих случаях робототехнические устройства по-прежнему не могут заменить человека при работе под водой.

К 2005 г. новые месторождения нефти и газа были открыты в 96 странах; разведанные запасы газа при этом составили2 более 146 трлн куб. м, а накопленная мировая добыча газа — 69 трлн куб. м. Основные разведанные запасы газа сосредоточены в России, Иране, Катаре, Саудовской Аравии, Абу-Даби, США.

Большинство стран мира проявляет высокую активность в разведке и разработке морских месторождений. Важной составной частью этой деятельности является строительство морских трубопроводных систем.

В ближайшие годы Россия имеет хорошие перспективы в части освоения морских месторождений, обусловленные высокой перспективностью российского шельфа. Как показывают исследования, в России из общего объема неразведанных ресурсов на месторождения шельфа приходится более 42%.

Крупные ресурсы газа сосредоточены на шельфах Баренцева, Печорского, Карского, Лаптевых, Восточно-Сибирского, Чукотского, Берингова, Охотского, Японского морей, Восточно-Камчатского и Южно-Курильского секторов Тихого океана, а также Каспийского и Азовского морей.

Для шельфов морей России установлено следующее:

• недра почти всех акваторий страны (за исключением Белого моря) перспективны в отношении нефтегазоносности; на долю

По данным журнала «Oil and Gas Journal»

арктических морей приходится 85% начальных суммарных ресурсов углеводородов, дальневосточных — около 14% и внутренних— несколько более 1%; концентрация ресурсов на шельфе высокая;

•основная часть наиболее достоверных ресурсов углеводородов сосредоточена на шельфе с глубиной дна моря от 20 до 50 м и в разновозрастных осадочных отложениях, залегающих на глубинах до 4—5 км, и технически доступна для бурения;

•на шельфах наиболее перспективных морей РФ в общем объеме начальных суммарных запасов углеводородов преобладают более достоверные ресурсы и выявленные месторождения газа.

Всего на шельфах открыто 34 газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождения, в том числе на шельфе Балтийского моря — 2, Баренцева и Печорского морей — 10, Карского — 8, Охотского — 8, Каспийского — 1, Азовского — 5.

Среди перечисленных есть уникальные по запасам газа месторождения: Штокмановское, Русановское и Ленинградское. Крупными являются месторождения Приразломное, Лудловское, Чайво-море, Одопту-море, Пильтун-Астохское и др.

До 2050 г. важное значение для добычи газа будут иметь северные акватории Западной Сибири и акватории южной части Карского и Баренцева морей. В подготовке новых запасов газа за счет неразведанных ресурсов первостепенная роль будет постепенно переходить от Западной Сибири к западной части арктического шельфа, Восточной Сибири и дальневосточным акваториям. После 2050 г. роль акваторий, особенно северных, включая восточный сектор шельфа, будет возрастать.

Таким образом, в ближайшие десятилетия с увеличением добычи газа и нефти из месторождений шельфа России потребности в морских трубопроводах будут нарастать.

15.3. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

15.3.1. Основные положения Основным проектным документом на строительство объектов яв-

ляется, как правило, технико-экономическое обоснование (проект)3

строительства. На основании утвержденного в установленном порядке

3 Двойное обозначение стадии, единой по составу и содержанию, принято в целях преемственности действующей законодательной и нормативной базы и совместимости с терминологией, применяемой за рубежом

ТЭО (проекта)4 строительства разрабатывается рабочая документа-

ция.

Для технически и экологически сложных объектов и при особых природных условиях, к которым относятся и морские сооружения, по решению заказчика (инвестора)5 или заключению государственной экспертизы по рассмотренному проекту одновременно с разработкой рабочей документации и осуществлением строительства могут выполняться дополнительные детальные проработки проектных решений по отдельным объектам, разделам и вопросам.

Разработка проектной документации осуществляется при наличии утвержденного решения о предварительном согласовании места размещения объекта, на основе утвержденных (одобренных) обоснований инвестиций в строительство или иных предпроектных материалов договора, задания напроектирование и материалов инженерных изысканий.

Проект на строительство сооружений морского трубопровода состоит из следующих разделов:

•Общая пояснительная записка.

•Генеральный план и транспорт.

•Технологические решения.

•Организация и условия труда работников. Управление производством и предприятием.

•Архитектурно-строительные решения.

•Инженерное оборудование, сети и системы.

•Организация строительства.

•Охрана окружающей среды.

•Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций.

•Сметная документация.

•Эффективность инвестиций.

Рабочий проект разрабатывается в сокращенном объеме и составе, определяемом в зависимости от вида строительства и функционального назначения объекта, применительно к составу и содержанию проекта.

В состав рабочего проекта включается рабочая документация. Типовая схема проектирования подводного трубопровода приведе-

на на рис. 15.3.1.

15.3.2. Проектный анализ условий строительства и эксплуатации В процессе строительства и последующей эксплуатации морские трубопроводы подвергаются воздействию различных групп факторов.

4Далее проект.

5Далее заказчик.

420 Часть III. Сооружение морских трубопроводов

ния по наивыгоднейшему варианту выбора трассы, в которых освещаются геологическое строение дна моря, мощность активного слоя наносов, их гранулометрический состав, степень мутности (объемный вес) воды с учетом взвешенных твердых частиц у дна моря при штормовых волнениях.

Кроме того, следует иметь сведения о температуре воды по месяцам с минимальным и максимальным значением у дна на различных глубинах, об осадках, туманах, а также о других гидрологических и метеорологических данных по временам года.

Наряду с проведением изыскательских и исследовательских работ на море проводят топографическую съемку и инженерно-геологиче- ские изыскания береговой полосы, отведенной под монтажную площадку и другие сооружения производственного назначения.

Выбор трассы подводного трубопровода в основном зависит от естественных условий акватории — рельефа берега и дна, геологии района, изменяемости берегов, устойчивости грунтов, ветров, волнений, течений и движения наносов и, наконец, от гидрохимических и гидробиологических факторов.

Выбор трассы морского трубопровода производится на основании оптимизационных расчетов по различным критериям. В качестве основных критериев оптимальности, кроме стоимости, следует принимать техническую и экологическую безопасность сооружения. С этой целью по специальным методикам производится отбор образцов грунта (рис. 15.3.3).

При выборе технических средств отбора грунта рекомендуется придерживаться следующих положений.

1. При глубине моря до 50 м наиболее эффективны пробоотборники ударно-забивного типа с пневматическим или гидравлическим приводом.

2.Для опробования рыхлых придонных отложений при глубине моря 50—300 м эффективны пробоотборники ударно-забивного типа

сгидравлическим приводом.

3.При отборе проб твердых пород рекомендуется использовать вращательные пробоотборники.

4.При отборе проб рыхлых осадков на глубинах свыше 300 м целесообразно применять пробоотборники гравитационного типа.

5.Для измерения физико-механических свойств грунта дна применяются автоматические установки статического зондирования.

Благодаря накопленному за последние годы опыту применения обитаемых подводных аппаратов стал возможен непосредственный отбор исследователем требуемых образцов донных грунтов с помощью

пробоотборников, установленныхлибо на манипуляторе, либо непосредственно на корпусе подводного аппарата (рис. 15.3.4).

Рис. 15.3.3. Типы пробоотборников: а — драга или тралы;

б — вращательные, вибрационные и вдавливаемые пробоотборники;

в—гравитационныеипоршневыепробоотборники;г—поверхностные пробоотборники

Основными методами получения информации о трассах морских трубопроводов являются:

•батиметрическая съемка рельефа дна с помощью многолучевых эхолотов;

•гидроакустическое картирование с помощью гидролокаторов бокового обзора;

•геоакустическое профилографирование;

•сейсмоакустическое профилографирование;

•видеосъемка трассы.

15.3.4. Конструкция морских трубопроводов

Ключевым вопросом проектирования морских трубопроводов является выбор и обоснование его основных конструктивных параметров, таких как материал труб, их наружный диаметр и толщина стенки, способ монтажа, а также защиты от коррозии, обеспечения устойчивости и других эксплуатационных характеристик.

Окончательную конструкцию морских трубопроводов выбирают после сравнительного технико-экономического анализа различных

вариантов с учетом конкретных условий строительства и эксплуатации.

Рис. 15.3.4. Пробоотборник, установленный на манипуляторе подводного аппарата: 1 — кабель; 2 — кронштейн; 3 — контейнер с электродвигателем; 4 — упорная пружина; 5 — редуктор; 6 — насос; 7 — колонковая труба

В качестве материалов труб в мировой практике строительства нашли применение сталь, коррозионностойкие сплавы, алюминий и некоторые другие. Наибольшее распространение получили стальные трубопроводы.

К числу наиболее распространенных материалов и соответственно конструкций относятся:

1. Трубы из углеродисто-марганцевой стали. Наиболее полный свод требований к ним содержится в «Правилах для морских трубопроводных систем», выпущенных Det Norsk Veritas (Норвегия).

2.Гибкие трубы (рис.15.3.5). Эти трубы имеют композитную структуру и изготавливаются из нескольких слоев пластмассы, резины и стали для формирования прочных и гибких трубопроводов, способных выдерживать высокие рабочие давления и обеспечивать транспортировку широкого ряда продуктов. Гибкие трубы имеют большую стоимость материала, однако они обеспечи-

вают значительную экономию расходов на укладку. Они могут укладываться с неспециализированных плавучих средств, а это означает, что большие расходы на мобилизацию специального трубоукладочного судна, например к удаленным строительномонтажным участкам, могут быть снижены.

Стальное армирование для выдерживания растяжения и давления (столько слоев, сколько требуется — показано 2)

Рис. 15.3.5. Типичная конструкция гибкой трубы

3. Пучки труб. Разработка небольших месторождений часто связана с применением определенного центрального эксплуатационного сооружения, окруженного несколькими саттелитными скважинами, для добычи продукта или закачки воды в пласт. Экономичным решением для проблемы монтажа нескольких линий на коротком участке является применение пучка линий. Пучок может состоять из отдельных труб, заключенных в единую трубу-носитель или связанных вместе на берегу.

Труба-носитель выбирается таким образом, чтобы обеспечить плавучесть всего пучка, близкого к нейтральной. Этот пучок труб буксируют на место по дну, вблизи него или на среднем уровне по глубине в зависимости от ряда технических соображений, которые включают условия на трассе буксировки.

Пучок затем размещают на дне, несущую трубу заполняют водой на грунте и отдельные трубопроводы пучка подсоединяют к соответствующему оборудованию. Связывание труб в пучки обеспечивает