Уникальные методики позволили нефтепроводам не бояться вечной мерзлоты

Стужа, шквальные ветра, сложная геология - тысячи километров нефтяных магистралей "Транснефти" проходят по районам с суровыми природно-климатическими условиями. Чтобы проложить нефтепровод в таких местах и обеспечить его надежную работу, компания внедряет передовые технологии, которых нет в мире.

В январе этого года "Транснефть" ввела в эксплуатацию самый северный нефтепровод Заполярье - Пурпе. Суровые условия Крайнего Севера потребовали от специалистов компании мобилизовать весь опыт и профессионализм для подготовки проектных и технических решений. Многие подходы к проектированию нефтепровода использовались компанией впервые, а некоторые разработанные с нуля технологии абсолютно уникальны.

Надежная опора

Заполярье - это перепад температур от минус 56 до плюс 34. Скорость ветра порой превышает 40 метров в секунду. Множество водных преград. И, конечно, вечная мерзлота, участки которой составляли 60 процентов протяженности трассы. При этом проблемы создавали не только вечномерзлые, но и нестабильные грунты, в том числе так называемые льдистые - сохраняя твердость в морозы, при малейшем потеплении они теряли несущую способность.

Было решено, что более 300 километров нефтепровода впервые в практике "Транснефти" будут уложены надземным способом, а 170 - подземным. Чтобы проложить нефтепровод над землей, были разработаны специальные опоры, устанавливаемые на свайных основаниях, которые погружались в грунт на глубину до 18 метров. Всего было использовано почти 19,5 тысячи опор, а для их установки - более 45 тысяч свай.

Разрабатывать опоры пришлось практически с нуля. Для имитации их работы под нагрузкой проектировали и изготавливали специальные стенды. Нагрузку давали максимальную. Например, чтобы проверить, как покажет себя опора, если соседняя вдруг просядет на слабых грунтах, ее нагружали изгибающим моментом до 120 тонн на метр. Это все равно что поставить на край катушки неподвижной опоры трубоукладчик.

Испытания проходили и в полевых условиях. На 410-м километре трассы был создан специальный полигон для тестирования оборудования и материалов - опор, свай, термостабилизаторов. За тестами следовали доработки, главной задачей которых было добиться высочайшей надежности и качества оборудования. Первые испытания новой опоры для надземной прокладки нефтепровода состоялись в декабре 2011 года. В шутку ее назвали "царь-пушкой": такой она была огромной и с установленной на ней трубой действительно чем-то напоминала знаменитый музейный экспонат. Но уже к следующим испытаниям металлоемкость опор удалось снизить практически в 2 раза.

Суровые условия Крайнего Севера потребовали от специалистов компании мобилизовать весь опыт и профессионализм

В итоге для надземной прокладки использовали три типа опор: неподвижные, продольно-подвижные и свободно-подвижные. Через каждые 500 метров трассы устанавливались неподвижные опоры, а между ними нефтепровод поддерживали продольно-подвижные и свободно-подвижные, которые давали некоторую свободу трубе, слегка двигающейся под влиянием температурных перепадов и других факторов.

Заморозить и утеплить

Все опоры монтировались на свайных фундаментах, которые пусть и в гораздо меньшей степени, чем труба, но тоже воздействуют на мерзлые грунты. Изучив особенности их температурного взаимодействия, специалисты пришли к выводу, что сохранить устойчивость сооружений можно благодаря использованию термостабилизаторов грунтов (ТСГ). Они представляют собой тепловые трубы с герметичным корпусом, заправленные хладагентом. ТСГ состоит из испарительной части, которая погружается в сваю (или в грунт), и конденсаторной части, выступающей над поверхностью земли. В холодное время года за счет разности температур наружного воздуха и грунта происходит испарение и конденсация хладагента внутри корпуса. Хладагент испаряется в нижней части ТСГ, отбирает тепло грунта и, конденсируясь в выступающей части над поверхностью грунта, отдает тепло холодному наружному воздуху, тем самым обеспечивая постепенное понижение температуры грунтов до заданных проектных значений. Слой мерзлоты, который ТСГ намораживают вокруг себя за зиму, способен продержаться в течение всего теплого сезона.

Тестировали термостабилизаторы на том же полигоне, что и опоры. Из всех приемлемых конструкций выбирали наиболее подходящие - надежные, простые и энергоэффективные. В результате остановились на термостабилизаторах с двумя типами хладагента: аммиачных и углекислотных. В каждую сваю устанавливали по два ТСГ, чтобы иметь резерв. Для возможности замены термостабилизаторов по мере необходимости их погружали в гильзы, заполняемые незамерзающей жидкостью, которые монтировали в полость сваи после ее погружения. Всего на нефтепроводе Заполярье - Пурпе смонтировано 112,8 тысячи ТГС, из них 77,5 процента - на линейной части, остальные - на площадочных объектах.

Все здания, сооружения и технологические трубопроводы на нефтеперекачивающих станциях (НПС) строились на свайных основаниях с вентилируемым подполом и термостабилизацией грунтов. Технологические узлы на станциях защитили теплоизоляцией из вспененного каучука. Кроме того, впервые в компании "Транснефть" в теплоизоляцию "одели" резервуары для хранения нефти. Для этого нашлось еще одно инновационное решение - утеплитель из пеностекла. Трубы, в свою очередь, поступали на трассу в теплоизоляции, которая не позволит нефти остыть во время транспортировки.

Горячая нефть Севера

Еще одним вызовом для нефтепроводчиков стали реологические свойства северной нефти. Углеводороды Ямала могут похвастаться низким содержанием серы, но при этом имеют большую вязкость, и чтобы транспортировать по трубе такую нефть, ее надо подогревать. Подобный опыт уже есть в арсенале компании "Транснефть - Север", использующей пункты подогрева нефти (ППН). Но прежде чем внедрить их на нефтепроводе Заполярье - Пурпе, конструкцию ППН существенно доработали и усовершенствовали.

Расчеты показали, что, подогревая нефть только на станциях, обеспечить нормальную перекачку сырья невозможно. Поэтому было решено построить дополнительные пункты подогрева нефти на трассе нефтепровода. Всего было сооружено восемь ППН - три на станциях и пять на линейной части. Самый крупный пункт находится на НПС N 2 "Ямал", его суммарная тепловая мощность - 54 МВт. На ГНПС N 1 "Заполярье" применена современная, адаптированная к условиям Крайнего Севера технология с использованием незамерзающего термального масла. Максимальная температура нефти на выходе из пункта подогрева достигает плюс 60 градусов и контролируется датчиками.

На начальном этапе, когда месторождения Ямала еще не заработали в полную силу и грузооборот магистрали Заполярье - Пурпе небольшой, предусмотрена челночная перекачка нефти. При этом ППН способны подогревать сырье при перекачке как в прямом, так и в обратном направлении. Патент на использование этой технологии вошел в список 100 лучших изобретений России в 2014 году.

Полвека в запасе

Всего в ходе работы над проектом было подготовлено 28 технологических карт, появились 23 новых методики различных испытаний. "Транснефть" защитила 22 патента на изобретения и 15 патентов на полезные модели. Было подано 15 заявок на получение международного патента. При этом все основные детали и конструктивные элементы изготавливались отечественными производителями, так что проект дал мощный импульс развитию российских предприятий.

Многие технологии при проектировании использовались компанией впервые, а некоторые, разработанные с нуля, уникальны

Венцом сложнейшей работы стала высокая оценка проекта, его авторов и разработчиков руководством страны. В конце мая 2015 года авторский коллектив компании "Транснефть" получил премию Правительства РФ в области науки и техники за "разработку нового поколения строительных технологий и конструкций, их промышленное производство и внедрение на объектах магистрального трубопроводного транспорта в сложных геоклиматических условиях России".

Уникальные разработки, используемые при строительстве нефтепровода Заполярье - Пурпе дали большой экономический эффект. Специалистам удалось значительно уменьшить металлоемкость проекта по сравнению с первоначальным вариантом, объем сварочных работ сократился почти на 60 процентов. Кроме того, технические решения позволяют гарантировать надежную эксплуатацию нефтепровода без замены и реконструкции в течение не тридцати, как это принято по существующим нормам, а пятидесяти лет.

В режиме реального времени

С завершением строительства сложности не заканчиваются. Нестабильные грунты и непредсказуемый климат требуют постоянного контроля всех объектов нефтепровода. Для этого в компании "Транснефть" разработали специальную программу геотехнического мониторинга. На объектах нефтепровода Заполярье - Пурпе было смонтировано около 50 тысяч деформационных марок для определения изменений планово-высотного положения объектов, пробурено около 5 тысяч термоскважин для отслеживания температурного режима грунтов оснований зданий и сооружений и анализа работоспособности термостабилизаторов.

Система мониторинга включает как непрерывный автоматизированный контроль с датчиков, так и периодический - измерение температурного режима грунтов, внутритрубная диагностика с определением пространственного положения нефтепровода, аэросъемка и др.

Еще одна система мониторинга уже прошла испытание временем на нефтепроводе Восточная Сибирь - Тихий океан. Его трасса проходит по районам, где есть вероятность возникновения землетрясений. Для контроля ситуации на ВСТО-1 была создана единая сеть из 19 сейсмических станций, обустроенных на НПС и на линейной части. Все они управляются из территориального диспетчерского пункта (ТДП) в Братске. На ВСТО-2 работают 13 станций с пунктом управления в ТДП "Хабаровск". Единая сеть позволяет не только оценить уровень текущей сейсмической активности, но и сформировать экспресс-оценку напряженно-деформированного состояния трубопровода после сейсмического воздействия.

Помимо землетрясений есть менее катастрофичное, но также опасное явление - оползни. Даже незначительное смещение грунта может привести к нарушению целостности трубы. Сегодня на трех участках ВСТО-1 с высокой степенью оползневой опасности (правый берег реки Кежма-Кежемская, левый берег Усть-Илимского водохранилища и правый берег реки Чульмакан) установлена система непрерывного автоматического мониторинга, позволяющая в режиме реального времени контролировать состояние склонов и при необходимости принять меры для предотвращения возможных аварий.