Организация работ и проектирование морских трубопроводов

Наибольшая часть ресурсов российского шельфа расположена в труднодоступной зоне Арктического шельфа. По экспертной оценке, опубликованной в проекте стратегии развития арктической зоны РФ до 2020г., извлекаемые ресурсы углеводородов континентального шельфа составляют свыше 83 млрд т условного топлива, в том числе около 13 млрд т нефти и конденсата, более 70 трлн куб. м природного газа. В целом почти из 100 млрд т условного топлива извлекаемых ресурсов углеводородов всего российского шельфа около 85% сосредоточено в Арктике. Подобные запасы действительно впечатляют. Для сравнения: ежегодно Россия добывает чуть более 0,5 млрд т нефти и 0,670 трлн куб. м газа [8].

Геологам уже удалось открыть  на шельфе Арктики 25 месторождений  нефти и газа. К наиболее значимым из них можно отнести: Штокмановское, Ленинградское, Русановское, Юрхаровское, Каменномысское-море газовые, Долгинское и Приразломное нефтяные месторождения.

 Доступ к столь значительным  недрам по российскому законодательству  имеют только компании с государственным участием (не менее 50% в собственности РФ) и при этом обладающие опытом работы на шельфе не менее пяти лет. Пока в России таких нашлось только две – ОАО "Газпром" и ОАО "Роснефть".

До сих пор реальной добычи на шельфе Арктики российские компании не вели. Во времена СССР нефтедобычу в регионе посчитали очень накладной. В настоящее время ситуации изменилась. Россия, где около 55% бюджета зависят от нефтегазовых доходов, испытывает дефицит в новых перспективных ресурсах. Уже освоенные месторождения в Сибири истощаются, а новых продуктивных участков в нераспределенном фонде почти не осталось. Интерес к ресурсам Арктики подогревается и таянием льдов в Северном ледовитом океане, что делает более простым доступ к нефти и газу.

 Первопроходцем в деле освоения  арктических богатств в 2012 г. может стать Газпром. Компания уже много лет ведет подготовку к началу добычи нефти на Приразломном в Печорском море. Оно было открыто в 1989г., его запасы нефти составляют 72 млн т. Годовой уровень добычи планируется на уровне 6,6 млн т. В августе 2011 г. на месторождении была транспортирована первая в мире морская ледостойкая стационарная платформа "Приразломная" весом 240 тыс. т. Добытая в рамках проекта нефть должна стать первой на шельфе в Арктике [8].

"Роснефть" также реализует весьма амбициозные планы в регионе. Летом 2011г. она подписала соглашение с ExxonMobil о совместной работе на арктическом шельфе РФ. Инвестиции в проект с учетом строительства объектов инфраструктуры могут составить около 500 млрд долл. Компании планируют совместно осуществлять геологоразведку и освоение трех лицензионных участков - Восточно-Приновоземельские-1, -2, -3 в Карском море. Как заявлял вице-премьер РФ Игорь Сечин в скором времени компании может понадобиться как минимум 10 морских платформ стоимостью 15 млрд долл. каждая. По мнению экспертов, существенные затраты должны окупиться с лихвой, ведь концентрация ресурсов на шельфе такова, что позволяет вести работу в регионе крайне эффективно.

 Однако существующие экономические  реалии, несмотря на заманчивые перспективы, не всегда кажутся выгодными инвесторам. Например, от чересчур большого налогового бремени страдает другой проект на арктическом шельфе - Штокмановский (Баренцево море) с инвестициями около 15 млрд долл. Его реализует Газпром совместно с партнерами - французской Total и норвежской StatoilHydro. Только ввод в эксплуатацию объектов первой фазы позволит ежегодно добывать на месторождении 23,7 млрд куб. м газа, второй - 47,4 млрд куб. м. В ходе выполнения третьей фазы месторождение будет выведено на проектную мощность - 71,1 млрд куб. м газа в год. В Газпроме поясняют: объемы годовой добычи газа на месторождении будут соизмеримы с годовым потреблением газа в такой стране, как Германия.

 Планируется, что первая поставка  газа по трубе с месторождения может быть осуществлена уже в 2016г., однако пока планы остаются на бумаге. В течение нескольких лет акционеры не могут утвердить окончательное инвестиционное решение по Штокману. В конце марта 2012 года принятие решение по данному вопросу было снова перенесено – инвесторы продолжили ждать налоговых льгот, необходимых проекту, как воздух.

1.2. Проектирование морских трубопроводов

Данная информация распространяется на проектирование внутрипромысловых  и магистральных подводных трубопроводов  морских нефтегазоконденсатных месторождений, а также на трубопроводы рейдовых причалов условным диаметром до 800 мм включительно с избыточным давлением транспортируемого продукта не свыше 100 кгс/см2, прокладываемых по дну моря.

Под морской трубопроводной системой подразумевается взаимосвязанная система подводных внутрипромысловых и магистральных трубопроводов и стояков, обеспечивающих транспорт жидких и газообразных углеводородов от морских месторождений к береговым базам.

Морская трубопроводная система включает:

• линейную часть (собственно трубопровод без стояков, включая участок на берегу до арматуры, отключающий подводный трубопровод);
• стояки (конструкции труб, выводящие подводные трубопроводы на стационарные платформы);
• запорную и отсекающую арматуру;
• конструкции крепления стояков к элементам платформ;
• установки электрохимической защиты трубопровода от коррозии;
• устройства энергоснабжения и дистанционного управления запорной и отсекающей арматурой и установок электрохимической защиты;
• сооружения технологической связи.

Подводная часть морского нефтегазопровода - та часть трубопровода, которая расположена ниже водной поверхности при максимальном приливе. Стояк нефтегазопровода - соединительный трубопровод между трубопроводом на морском дне и оборудованием на стационарной морской платформе. Стационарное морское сооружение, на котором устанавливается стояк, в дальнейшем называется платформой.

Проект прокладки трубопровода определяет:

• оптимальную трассу трубопровода;
• сортамент, марку стали и число труб;
• способ достижения устойчивости трубопровода на дне;
• вид и количество пригрузки трубопровода;
• способы защиты трубопровода от электрохимического и биохимического воздействия среды;
• способ прокладки и организацию строительства трубопровода с указанием необходимого состава технических плавсредств для строительства трубопровода;
• порядок испытания трубопровода;
• объем и стоимость строительных и монтажных работ;
• мероприятия по предотвращению загрязнения моря;
• экономическую эффективность строительства трубопровода [9].

Проектирование трубопровода выполняется  в три стадии:

• технико-экономическое обоснование (ТЭО);
• технический проект;
• рабочие чертежи.
• ТЭО разрабатывается для определения оптимального варианта трассы трубопровода, выбора основных конструктивных элементов трубопровода и способа укладки, заглубления трубопровода, а также для определения номенклатуры основного оборудования для строительства и сметной стоимости строительства. ТЭО разрабатывается на основании имеющихся картографических материалов и минимального объема инженерных изысканий вдоль намеченной трассы трубопровода.

В состав проекта в стадии ТЭО  включается:

• план района с нанесенными изобатами и трассой вариантов трубопровода;
• продольные профили по трассам трубопровода с указанием глубины воды, геологической структуры дна и величины заглубления трубопровода;
• конструкция газотрубопровода,
• пояснительная записка по гидравлическому расчету трубопровода, а также расчет на прочность и устойчивость против всплытия;
• описание возможных технологических схем укладки и заглубления трубопровода;
• технико-экономические расчеты по возможным вариантам строительства трубопровода;
• материалы инженерных изысканий с описанием природных условий района строительства.
• Технический проект разрабатывается после утверждения технико-экономического обоснования проекта трубопровода. Технический проект включает чертежи, пояснительный материал и информацию по:
• конструктивным размерам трубопровода;
• свойствам применяемых материалов, включая технические условия на поставку или изготовление;
• характеристике сварных соединений и сварочных процессов;
• механическим соединениям и их монтажу;
• процессу изготовления и монтажу трубопровода;
• системе антикоррозионной защиты;
• системе защиты от размыва;
• методам улучшения подготовки дна (заглубление, засыпка и т.п.);
• системе оснащения приборами для управления трубопроводом и стояком при монтаже и работе;
• способу ремонта установленного трубопровода и стояка [9].

Указываются следующие такие данные об окружающей среде как: профиль трассы трубопровода, включая глубину воды, величину заглубления и т.д.; свойства грунтов, относящихся к их оценке, как основания для трубопровода; топография дна моря; ветровые и волновые условия; приливы и течения; температура воздуха и моря; ледовая обстановка; сейсмическая активность; биологическая активность; нагрузки, включая их крайние значения, положение и направление; графики температур и давления для действующей трубопроводной системы; загрязнение окружающей среды; предполагаемые способы и объем ежегодных и специальных периодических обследований трубопровода.

В составе проекта представляются расчеты:

• трубопровода и стояка на прочность, разрушения от усталости и хрупкости;
• устойчивости стенок трубы;
• динамических нагрузок и напряжений, включая анализ вибрации;
• устойчивости трубопровода на морском дне;
• системы защиты от коррозии.

На стадии технического проекта  разрабатывается проект организации  строительства (ПОС), который включает описание принятых методов выполнения основных видов работ (сварочных, изоляционных, земляных, укладки трубопроводов и монтажа стояков). ПОС подлежит согласованию со строительной организацией.

В составе проекта на стадии рабочих  чертежей представляются уточненные материалы, указанные ранее, а также рабочие  чертежи на отдельные конструкция.

Рабочие чертежи разрабатываются на основании уточненных материалов инженерных изысканий, необходимость и объемы которых устанавливаются на стадии технического проекта. В состав рабочих чертежей входит уточненная смета на строительство трубопроводов и стояков.

Проект производства работ (ППР) на строительство трубопровода разрабатывается строительной организацией по материалам проекта организации строительства, рабочим чертежам и материалам инженерных изысканий [9].

1.3. Монтаж морских трубопроводов

1.3.1. Способы прокладки трубопроводов

Способ прокладки трубопровода назначается проектом с учетом технической  оснащенности строительной организации, необходимых сроков ввода трубопровода в эксплуатацию природных условий  района строительства, протяженности  трубопровода.

Для принятого способа прокладки  проектом определяются:

• трасса прокладки трубопровода; технология строительства; темп прокладки;
• время строительства трубопровода;
• мероприятия по технике безопасности и противоштормовые мероприятия [9].

1.3.2. Проект монтажных работ

В проект на монтажные работы включаются описание методов и процессов  строительства, оборудование и приборы, а также дополнительно требуемая  информация.

1.3.3. Подготовка морского дна

Техническая документация по подготовке морского дна включает данные по объемам, способам производства работ и оборудованию, методам осмотра и контрольным приборам. Подготовку дна можно производить:

• выравниванием морского дна для сокращения расстояний свободных пролетов трубопровода; это производится рытьем в случае мягкого грунта или взрывом больших валунов, твердых пород, расположенных на поверхности, и т.п.;
• удалением пластов грунта, например, с очень низкой способностью к сцеплению или очень мягкого грунта, что может, дать недостаточную опору для трубопровода или привести к потенциально нестабильным склонам.

1.3.4. Прокладка трубопроводов с трубоукладочной баржи

Метод укладки с трубоукладочной  баржи со стингером (или без стингера), при котором трубопровод опускается на морское дно по S - образной кривой, прогиб верхней части трубопровода задается стингером, а изменение формы прогиба свободно провисшей части трубопровода достигается горизонтальным натяжением трубопровода с помощью баржи.

Перемещение баржи должно регулироваться таким образом, чтобы трубопровод  всегда находился под натяжением, так как усилия сжатия в трубопроводе могут привести к потере устойчивости стенки трубы. Такие условия могут возникнуть в результате аварии тягового устройства, изменения направления движения баржи или изменения положения баржи при сильном волнении. Укладку трубопровода по трассе регулируют перемещением баржи с помощью якорной системы. Контроль положения осуществляют навигационными средствами.

Когда погодные условия или перемещение  баржи таковы, что появляется возможность  опасных напряжений в трубопроводе или выпучивания стенки трубопровода, все сварочные работы прекращаются, трубопровод обрезают, ставят заглушку и секция опускается на дно моря. Это осуществляется с помощью стингера, прикрепляемого к трубопроводу, и продвижением баржи вперед, в то время как трубопровод вместе со стингером опускается на дно моря. Натяжение трубопровода во время этой операции можно регулировать с помощью тяговой лебедки, установленной на барже. Положение трубопровода на дне отмечается буем. Когда погодные условия позволяют возобновить работу, стингер с трубопроводом поднимают на поверхность моря, трубопровод затягивают на баржу одновременным действием тяговой лебедки и движением баржи в сторону конца трубопровода процесс строительства возобновляется.