Сам способ является довольно простым, но при расчете тягового усилия не всегда удается проанализировать весь грунт, и бывает что возникают препятствия из-за которых возникают сложности при укладке. Сварка трубопровода происходит на суше, поэтому особых проблем со сваркой не возникает. Также сварной шов получается более качественным и не требует таких финансовых затрат, как выполнение тех же сварочных работ под водой, при укладке другим способом. Также изоляция трубопровода производиться на суше, что тоже не вызывает особых рисков и финансовых затрат. По сравнению с той же операцией под водой, так как изоляцию проводят только после сварки трубопроводов. Экологические риски возникающие при укладке таким способом сводятся к нулю, так как практически весь процесс производства происходит на суше и контролируется на всех стадиях. Если отойти от способа строительства подводных трубопроводов и проанализировать риски, которые возникают при любом способе строительства, то они являются следующими. Например при прокладке трубопровода с баржи, либо способом протаскивания или любым другим способом, мы наталкиваемся на зону сильного течения.
При проведении инженерных изысканий такие моменты сложно предсказать и таким образом приходиться решать на месте. Из-за сильного течения при способе протаскивания, уложенный трубопровод начинает сносить, тем самым вызывая внутренние напряжения на всей его дли, что может привести к его разрыву. При укладке его с баржи методом свободного погружения, он и вовсе может не дойти до дна, оборвавшись при падении. Такие моменты очень сложно предсказать. Что ведет за собой применения дополнительных работ для укрепления трубопровода под водой. Или при протаскивании трубопровода натыкаемся на горную часть дна, где находиться большое количество острых выступов, валунов в которых трубопровод может застрять или повредиться, опять же в результате повышенных напряжений. Такие проблемы встречаются очень часто и решаются с помощью дополнительных проставок под водой, или разравниванием дна. Конечно если такой участок не продолжительный, или в нескольких метра отсутствуют камни и валуны, то можно изменить координаты трубопровода от заложенных проектировщиками. Еще одной проблемой могут служить мины, бомбы и неразорвавшиеся снаряды времен Второй Мировой войны.
Такие проблемы решаются только при помощи специалистов, которые разминируют и уберут опасные для трубопровода снаряды. Обойти их или проложить трубопровод в другом месте не следует. Так как в результате подводных течений, либо землетрясений или шторма, они могу изменить свое положении и детонировать, разрушив трубопровод. Если он еще будет не введен в эксплуатацию, то компания понесет только финансовые убытки. если же он будет действовать и транспортировать нефть или газ, то быт беде. Экологические последствия будут колоссальные2.
3 ПРОБЛЕМЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ В КАЛИНИНГРАДСКОЙ ОБЛАСТИНа месторождении Д-6 (Кравцовское), расположенном на шельфе Балтийского моря, в 22 км от побережья Калининградской области, ведется добыча нефти.Рис.
2.2. Месторождении Д-6 (Кравцовское)По результатам геологоразведочных работ, проведенных ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть, геологические запасы нефти категорий С1+С2 месторождения Кравцовское составили 21,5 млн. тонн, извлекаемые запасы — 9,1 млн. тонн. Бурение и добыча нефти ведутся с морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП), которая была построена на заводе по производству стальных металлоконструкций ООО ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть. Это 1-я добывающая платформа на российском шельфе, спроектированная и построенная силами отечественных проектных и производственных организаций. Строительство МЛСП осуществлялось в рамках Федеральной целевой программы развития Калининградской области на период до 2010 года, утвержденной постановлением Правительства РФ 7 декабря 2001 г. МЛСП состоит из двух модулей.
На технологическом модуле установлен буровой комплекс грузоподъемностью 320 т для бурения скважин с максимальной длиной по стволу до 4500 м. Количество скважин — 14, из них 13 добывающих, 1 наблюдательная. На модуле установлены два крана грузоподъемностью 20 т каждый. Длина технологической платформы составляет 65 м, ширина — 45 м, высота — 86 м, масса при стоянке на грунте — 6 557 т. Жилой модуль предназначен для размещения 90 человек. На нем также установлен кран грузоподъёмностью 12,5 т и вертолетная площадка. Длина модуля составляет 45,5 м, ширина — 40,4 м, высота — 28 м, высота от уровня моря до первой палубы — 13,4 м. Модули МЛСП соединены между собой мостом длиной 70 м для прокладки коммуникаций и передвижения персонала. От платформы на сушу проложен подводный трубопровод длиной 47 км, выполненный из стальных бесшовных труб диаметром 273 мм и толщиной стенок 18,3 мм. Пластовая продукция — смесь нефти и попутного газа — транспортируется на нефтесборный пункт «Романово», где доводится до товарной кондиции.
Трубопровод имеет два вида защиты: активную (протекторы или аноды норвежской фирмы «JOTUN») и пассивную (трехслойное наружное покрытие из экструдированного полипропилена). Часть трубы проложена в подводной траншее и защищена от волнового воздействия специальной каменной пригрузкой. В береговой части трубопровод имеет защитный кожух из трубы диаметром 630 мм длиной 1 км. Вся технологическая схема трубопровода обеспечена надежной системой контроля. В месте соединения морского и сухопутного трубопроводов смонтирована задвижка, с помощью которой в случае аварийной ситуации нефтепровод может быть полностью перекрыт. Все производственные процессы на МЛСП осуществляются в соответствии с принципом нулевого сброса, то есть все промышленные и бытовые отходы будут вывозиться на берег для утилизации. Береговой подземный трубопровод состоит из 2-х частей.
1-я часть — нефтепровод от береговой задвижки до нефтесборного пункта Романово. Его длина составляет 6,15 км.2-я часть — подземный нефтепровод от нефтесборного пункта Романово до комплексного нефтяного терминала в поселке Ижевский. Его длина — 31,6 км. Береговой нефтепровод на всех участках оборудован антикоррозийной системой электрохимической защиты. При строительстве подводного трубопровода возникали проблемы при разработке траншеи, так как не вся техника могла достать до дна.
Также возникали проблемы с трубоукладчиками, чтобы не нарушить целостность трубопровода. По итогу строительства, были реализованы современные методы изоляции и защиты от коррозии, что увеличило срок службы трубопровода и повысило экологическую безопасность проекта. ВЫВОДПри анализе результатов обследований рисков и факторов влияющих на сооружении подводных трубопроводов можно сделать выводы о основной проблеме: это напряжение от изгиба при укладывании трубопровода, что напрямую влияет на период безаварийной работы трубопровода и скоропостижном и дорогостоящем его ремонте. Поэтому наиболее безопасным способом сооружения подводных трубопроводов является способ протаскивания его по дну. Также есть и ряд других факторов из-за которых строительство подводного трубопровода затрудняется. Это сильные течения в зоне прокладки трубопровода, также мины, бомбы и снаряды времен Второй Мировой войны, не равномерное дно со скальным рельефом, а также всевозможные камни, валуны, затонувшие корабли или их части. Для повышения эффективности разработки газовых месторождений предусматривается переход на транспортировку природного газа под давлением 9,8−11,7 МПа. В то же время следует учитывать, что большая часть действующих магистральных газопроводов рассчитана на рабочее давление до 7,4 МПа. В настоящее время реализуется программа проектирования крупных российских, транснациональных и межконтинентальных нефтегазотранспортных систем, ориентированных на трубопроводы нового поколения. Это должны быть капитальные сооружения высокого уровня безопасности, надежности и эффективности, в создании которых использованы последние достижения науки и техники, принципы экологической безопасности. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫБабин Л.
А., Григоренко П. Н., Ярыгин Е. Н. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов. — М.: Недра, 1995
Бородавкин П.П., Шадрин О. Б. Вопросы проектирования и капитального ремонта подводных переходов трубопроводов. — М.: ВНИИОЭНТ, 1971
Гольдин Э.Р., Забела К. А. Механизация строительства подводных сооружений. — М.: Стройиздат, 1979
Забела К. А. Ремонт подводных переходов нефтепроводов в зимних условиях //Обзорная информация. — 1982
Забела К.А., Красков В. А., Москвич В. М., Сощенко А. Е. Безопасность пересечений трубопроводами водных преград. — М.: Недра, 2001
Захаров И.Я. и др. Применение конструкции «труба в трубе» при ремонте подводных переходов магистральных нефтепроводов //Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. № 5. — 1981
Земляные работы на подводных переходах магистральных трубопроводов //Обзорная информация. Вып. 2. — 1981
Каталог типовых технологических схем ремонта подводных переходов магистральных нефтепроводов. — Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986
Левин С. И. Подводные трубопроводы. — М.: Недра, 1970
Правила охраны магистральных трубопроводов. — Уфа: ВНИИСПТнефть, 1992. РД 39−30−1060−84. Инструкция по обследованию технического состояния подводных переходов магистральных нефтепроводов.
— Уфа: ВНИИСПТнефть, 1984. РД 39−147 103−370−86. Нормы проектирования капитального ремонта ПП МН. — Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986. РД 51−2-95.
Регламент выполнения экологических требований при размещении, проектировании, строительстве и эксплуатации подводных переходов магистральных газопроводов. — М.: ВНИИСТ, 1995. Р-391−80. Руководство по метрологическому обеспечению строительства подводных переходов магистральных нефтепроводов. — М.: ВНИИСТ, 1981
Самойлов Б.И., Ким В. И., Зоненко В. И., Кленин В. И. Сооружение подводных переходов. — М.: Недра, 1995. СН 459−74. Нормы отвода земель для магистральных трубопроводов. — М.: ВНИИСТ, 1974. СНиП 2.
05.06−85. Магистральные трубопроводы. — М.: Стройиздат, 1997. СНиП 2.
03.11−85. Защита строительных конструкций от коррозии. — М.: НИИ ЭКБ, 1987
Шаммазов А.М., Мугаллимов Ф. М., Нефедов Н. Ф. Подводные переходы магистральных нефтепроводов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.
20. ВСН 010−88 «Строительство магистральных трубопроводов. Подводные переходы», Миннефтегазстрой, 1989.
