Проект трубопроводная система восточная сибирь тихий океан

Нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан». Современное состояние и перспективы

В статье освещены основные геоэкологические и геотехнические проблемы, связанные со сложной инженерно-геологической обстановкой трассы нефтепровода и уникальностью перехода трубы через одну из крупнейших рек Сибири – Лену, выявленные на стадиях инженерно-геологических изысканий, проектирования и строительства объекта.

К стадии эксплуатации объекта основные проблемы успешно решены, что позволило существенно повысить надежность нефтепровода и уменьшить значительные затраты на проведение геотехнических и компенсационных мероприятий.

Введение

Нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО) – крупнейший в Восточной Сибири объект по транспортировке нефти на российский Дальний Восток и рынки Азиатско-Тихоокеанского региона, созданный в последнее десятилетие. При соединении с существующими магистральными трубопроводами «Транснефти», ВСТО создает единую сеть, обеспечивающую оперативное распределение нефти в западном и восточном направлениях. Линейная часть трассы первой очереди Восточной нефтяной трубы проходит по маршруту Тайшет – Усть-Кут (оба Иркутская область) – Ленск – Алдан (оба Якутия) – Сковородино (Амурская область) с завершением в специальном морском нефтяном порту (СМНП) «Козьмино» (Приморский край).

Основной сырьевой базой нефтетранспортной системы становятся разведанные в последние десятилетия в юго-западной Якутии и на севере Иркутской области, и числящиеся на государственном балансе Чаяндинское, Среднеботуобинское, Таас-Юряхское, Бес-Юряхское, Иреляхское, Мирнинское, Северо-Нилбинское, Хотого-Мурбайское (Якутия), Ковыктинское (Иркутская область) и другие нефтегазоконденсатные (НГКМ) и нефтяные месторождения. Создание магистрального нефтепровода позволяет не только резко активизировать процесс их освоения, но и решить разнообразные вопросы внешнеэкономической деятельности.

Большая протяженность и сложность трассы, отсутствие геотехнической инфраструктуры на многих участках, неустойчивые в инженерно-геологическом отношении породы, разнообразные поверхностные геосистемы, широкое развитие различных типов многолетнемерзлых пород (ММП), сейсмичность, большое количество водных препятствий, низкие температуры воздуха зимой – все это в значительной степени усложнило проектирование и особенно сооружение объекта и потребовало применения особых технических решений. Вместе с сооружением линейной части ВСТО на всем протяжении трассы велись работы по созданию систем энергообеспечения, транспортировки, переработки, хранения, средств связи и автоматики.

Длина всей российской части транспортной системы составила почти 5 тысяч километров, а на мировом рынке помимо давно известных марок нефти «Брент» и «Юралс» появилась новая – «ВСТО».

В период проектирования и строительства трубопровода мнения о целесообразности и способах его создания были совершенно неоднозначны. В среде общественности и специалистов существовали как сторонники, так и противники реализации проекта со своими соображениями и аргументами [1, 2]. Основные опасения были связаны с особенностями природной среды в полосе влияния объекта, отличающейся сложностью и неустойчивостью. При реализации проекта особое внимание уделялось вопросам геоэкологии, т.е. снижению негативного воздействия объекта на окружающую среду.

Природные условия трассы ВСТО

Территории, на которые распространяется влияние трубопровода, в естественном состоянии отличаются сложными природными условиями [3, 4, 5]. В первую очередь это широкое развитие горных пород со среднегодовой температурой, близкой к 0°С, и возможностью их перехода из мерзлого в талое состояние и обратно. Глубина сезонного оттаивания ММП изменяется в пределах 0,5 – 3,5 м. Эти значения очень важны для оценки последствий освоения территории на различных стадиях строительства и эксплуатации нефтепровода. ММП имеют преимущественно массивно-островное и островное по площади и сплошное по вертикали распространение [3, 4]. Многолетнемерзлые толщи представлены метаморфическими, магматическими и осадочными коренными породами. Рыхлые сингенетические и реже эпигенетические многолетнемерзлые толщи супесчано-суглинистых и торфянистых поверхностных образований распространены ограниченно [5]. Мощность ММП колеблется от нескольких до 400 м и более метров, а среднегодовые температуры на подошве слоя их сезонных колебаний (10 – 12 м) изменяются в среднем от 0 до -4 – -6°С. Среднегодовая температура талых пород на подошве слоя годовых теплооборотов большей частью не превышает +2°С. Относительно мягкие мерзлотные условия свойственны районам выровненного плоскогорного рельефа [3, 4]. Плоские и полого-выпуклые водораздельные поверхности Приалданского плато, слабо расчлененные и невысокие (абс. отм. не более 800 – 900 м) районы Алданского плоскогорья и Чульманского плато характеризуются широким развитием снежно-радиационных и инфильтрационных таликов со среднегодовыми температурами пород под ними от 3,0 до -1,0°С и мощностями мерзлых толщ до 50 м. В целом для водораздельных поверхностей районов плоскогорного рельефа и плато характерно островное развитие ММП.

Наиболее суровыми мерзлотными условиями по трассе отличаются приподнятые выше 1500 м районы интенсивных мезокайнозойских поднятий. Талики в долинах местных водотоков встречаются, в основном, в пределах пойм и II надпойменной террасы, в то время как I надпойменная терраса, как правило, сложена ММП. Крупные талики широко распространены под руслами рек, имеющих постоянный поверхностный или подземный сток, а также в местах выхода постоянно действующих источников. Это свидетельствует о большом развитии под руслами рек сквозных таликов, приуроченных в основном к участкам тектонических нарушений.

Особую опасность представляют участки разнообразных экзогенных процессов, отчетливо активизирующихся при техногенном воздействии на поверхность. Наиболее сложными являются площади развития каменных развалов – курумов (рис. 1), бугров пучения, подземных льдов (рис. 2), эрозионных процессов (рис. 3), а также участки развития марей, где строители на начальных стадиях освоении встретились со значительными трудностями технологического характера. Именно подобные участки трассы в начале создания объекта являлись наиболее сложными как в техническом, так и в геоэкологическом планах на всех стадиях строительства и эксплуатации объекта. В их пределах возможны «заплывания трубы» при её погружении в перенасыщенные талыми водами грунты (рис. 4). Более детально инженерно-геологические условия трассы ВСТО освещены в специальных работах [3, 4]. Участки существенно отличаются по особенностям прокладки трубы, которые на участках с близким к поверхности залеганием пород коренной основы более благоприятны.

Геотехнические особенности и надежность нефтепровода

Одним из неочевидных, но совершенно верным в плане уменьшения негативных последствий освоения было решение создателей нефтепровода прокладывать его подземным способом, предложенным и обоснованным в Институте мерзлотоведения им. П.И. Мельникова еще в прошлом веке, и подтвердившем свою надежность на ряде объектов Якутии и Восточной Сибири в целом [1].

Источник

Проект трубопроводная система восточная сибирь тихий океан

Обеспечение транспортировки нефти месторождений Восточной Сибири на НПЗ России и на экспорт в страны АТР через порт Козьмино и в Китайскую Народную Республику.

Строительство ВСТО-I

Строительство магистрального нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан на участке от головной перекачивающей станции «Тайшет» до перекачивающей станции «Сковородино» пропускной способностью до 30 млн тонн в год и протяженностью линейной части 2 694 км со строительством семи перекачивающих станций. Строительство нефтеналивного порта в бухте Козьмина.

Этап завершен строительством и введен в эксплуатацию в 2009 году.

Развитие ВСТО-I

В рамках поэтапного увеличения пропускной способности ВСТО-I выполнено строительство новых и реконструкция действующих перекачивающих станций.

В 2012 году введены в эксплуатацию пять перекачивающих станций, что позволило увеличить пропускную способность нефтепровода до 50 млн тонн в год.

В 2014 году введены в эксплуатацию три перекачивающие станции, что позволило увеличить пропускную способность нефтепровода до 58 млн тонн в год.

В 2017 году введены в эксплуатацию три перекачивающие станции, что позволило увеличить пропускную способность нефтепровода до 73 млн тонн в год.

В 2019 году введены в эксплуатацию три перекачивающие станции, что позволило увеличить пропускную способность нефтепровода до 80 млн тонн в год.

Магистральный нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» на участке от головной перекачивающей станции «Тайшет» до перекачивающей станции «Сковородино» выведен на максимальную проектную мощность 80 млн тонн в год в 2019 году.

Строительство ВСТО-II

Строительство магистрального нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан на участке от перекачивающей станции «Сковородино» до спецморнефтепорта (СМНП) «Козьмино» пропускной способностью до 30 млн тонн в год и протяженностью 2 046 км со строительством восьми перекачивающих станций.

Этап завершен строительством и введен в эксплуатацию в 2012 году.

Развитие ВСТО-II

В рамках поэтапного увеличения пропускной способности ВСТО-II выполнено строительство новых и реконструкция действующих перекачивающих станций.

В 2017 году введена в эксплуатацию одна перекачивающая станция, что позволило увеличить пропускную способность нефтепровода до 45 млн тонн в год.

В 2019 году введены в эксплуатацию три перекачивающие станции, что позволило увеличить пропускную способность нефтепровода до 50 млн тонн в год.

Магистральный нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» на участке от перекачивающей станции «Сковородино» до порта «Козьмино» выведен на максимальную проектную мощность 50 млн тонн в год в 2019 году.

Источник

Проект трубопроводная система восточная сибирь тихий океан

Пресс-служба ПАО «Транснефть»
+7 (495) 950-88-83
transneft@ak.transneft.ru

На фотографии: торжественная церемония

ПАО «Транснефть» вывело трубопроводную систему «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ТС ВСТО) на максимальную мощность.

Торжественная церемония состоялась 27 ноября 2019 года в ходе заседания совета директоров компании в г. Москве в режиме телемоста с Братском и Хабаровском, где располагаются диспетчерские пункты управления участков трубопровода, а также портом Козьмино – конечной точкой ВСТО. Министр энергетики РФ А.В. Новак и Президент компании Н.П. Токарев дали команду осуществить пуск построенных нефтеперекачивающих станций для перевода ТС «Восточная Сибирь – Тихий океан» в работу на максимальной мощности.

Об успешном запуске новых производственных объектов доложили руководители ООО «Транснефть – Восток» и ООО «Транснефть – Дальний Восток», сообщив о выводе ВСТО-1 на максимальную мощность в 80 млн тонн и ВСТО-2 – на 50 млн тонн нефти в год. Порт Козьмино, являющийся конечным пунктом магистрального нефтепровода, подтвердил готовность к началу приема увеличенных объемов российской нефти ESPO.

В настоящее время прием нефти сорта ESPO осуществляется в режиме, соответствующем полной производительности, параметры работы в норме.

Стратегический проект

Магистральный нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» был построен в соответствии с распоряжением Правительства РФ для трубопроводной транспортировки нефти месторождений Восточной и Западной Сибири на нефтеперерабатывающие предприятия российского Дальнего Востока и рынки стран Азиатско-Тихоокеанского региона.

Согласно первоначальным планам проект должен был быть реализован к 2030 году, однако в связи с высокой востребованностью у нефтяных компаний данного направления поставок ПАО «Транснефть» приняло решение завершить работы в рекордные сроки — с опережением более чем на десять лет.

Увеличение мощностей нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» велось по двум сегментам: расширение первой очереди (ВСТО-1) до 80 млн тонн в год и расширение второй очереди (ВСТО-2) до 50 млн тонн нефти в год.

ВСТО-1 (участок «Тайшет – Сковородино»)

Нефтепроводная система «Восточная Сибирь – Тихий океан» на участке Тайшет – Сковородино (ВСТО-1) была построена за три года и введена в эксплуатацию в 2009 году. Ее протяженность составляет 2694 км, трасса трубопровода проходит по территориям Республики Саха (Якутия), Иркутской и Амурской областей.

В том же году был введен в эксплуатацию нефтеналивной порт в бухте Козьмина для обеспечения танкерных поставок нефти в страны АТР и КНР. До ввода в действие ВСТО-2 в 2012 году доставка нефти от Сковородино до Козьмино осуществлялась железнодорожным транспортом.

На начальном этапе производственная инфраструктура первой очереди трубопроводной системы ВСТО включала 7 НПС, ее пропускная способность составляла 30 млн тонн нефти в год.

В 2010 году ПАО «Транснефть» приступило к работам по расширению ВСТО-1 до 80 млн тонн в год.

С 2011 года начались коммерческие поставки нефти в КНР через отвод Сковородино-Мохэ протяженностью 64 км. Первоначальная производительность отвода составляла 15 млн тонн в год.

В 2012 году в эксплуатацию введены 5 НПС (№№12,13,16,18,20), мощность ВСТО-1 была доведена до 50 млн тонн нефти в год.

В 2014 году, после включения в работу еще трех НПС (№№ 11,15,19), показатель составил 58 млн тонн в год.

В 2017 году завершена реализация проекта по расширению МН «Сковородино – Мохэ» до 30 млн тонн в год. По итогам 2018 года объем коммерческой поставки нефти в КНР через отвод Сковородино-Мохэ составил 28,3 млн тонн в год. В текущем году планируется достижение уровня поставок до 30 млн тонн.

В 2018 году в производственную инфраструктуру ТС ВСТО-1 включены еще 3 НПС (№№ 3,6,9), пропускная способность трубопроводной системы увеличилась до 72 млн тонн в год.

С вводом НПС №№ 2,5,7 показатель увеличился до проектных 80 млн тонн нефти в год.

ВСТО-2 (участок «Сковородино – Козьмино»)

Строительство второй очереди трубопроводной системы ВСТО — от Сковородино (Амурская область) до нефтеналивного порта Козьмино (Приморский край) — началось в 2010 году. Она была введена в эксплуатацию в 2012 году – на два года раньше планового срока. Протяженность ВСТО-2 составляет 2047 км, трасса трубопровода проходит по территории четырех субъектов Дальнего Востока: Хабаровского и Приморского краев, Еврейской автономной и Амурской областей. Ввод в эксплуатацию ВСТО-2 позволил постепенно отказаться от поставки нефти в порт Козьмино железнодорожным транспортом.

На момент запуска в декабре 2012 года мощность второй очереди ВСТО составляла 30 млн тонн нефти в год. В ее структуру на тот момент входили восемь НПС — №№ 24, 27, 30, 34, 36, 38, 40, 41.

В 2015 году к системе ВСТО-2 трубопроводом-отводом протяженностью 28 км проектной мощностью 6 млн тонн нефти в год подключен АО «ННК-Хабаровский НПЗ». До ввода его в эксплуатацию сырье на НПЗ поступало в цистернах по железной дороге.

К концу 2015 года производительность нефтепровода ВСТО-2 была увеличена до 35 млн тонн.

В декабре 2017 года, с вводом в эксплуатацию НПС № 29 в Амурской области, показатель повысился до 36,7 млн тонн. В конце того же года началось строительство новых НПС (№№ 23, 26 и 32) и реконструкция действующих станций.

В июле 2019 года введен в эксплуатацию нефтепровод-отвод от ТС ВСТО-2 до Комсомольского НПЗ мощностью 8 млн тонн в год.

Завершение работ по расширению системы ВСТО-2 позволило довести ее пропускную способность до проектного уровня в 50 млн тонн нефти в год.

Порт Козьмино

Порт Козьмино является конечной точкой трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ТС ВСТО) и предназначен для приема нефти по трубопроводу и ее перевалки на современные морские суда.

В Козьмино налив производится у двух причалов, принимающих суда дедвейтом от 80 до 150 тыс. тонн. Далее танкеры с российской нефтью сорта ESPO отправляются в страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

В 2018 через порт Козьмино было экспортировано 30,4 млн тонн, в текущем году – 32,7 млн тонн. В 2020 году в соответствии с заявками нефтекомпаний объем отгрузки нефти ожидается на уровне 34 млн тонн.

Проведенные в 2017 году мероприятия по увеличению емкости резервуарного парка и дноуглубительные работы позволили в перспективе увеличить мощность по перевалке нефти в порту до 36 млн тонн в год.

Всего с начала работы порта в 2009 году и по состоянию на конец октября 2019 года на экспорт отправлено 245,2 млн тонн.

Уникальные решения

Трубопроводная система создана с учетом передовых достижений в проектировании, строительстве и эксплуатации нефтепроводов, обладает высоким уровнем надежности и минимальным воздействием на окружающую среду.

Большая протяженность и сложность прохождения трассы, скальные и песчаные породы, болота, тайга, зоны вечной мерзлоты, сейсмичность, значительное количество водных препятствий, низкие температуры потребовали применения особых технических решений.

Использовались материалы повышенного класса прочности и эксплуатационной надежности, высокотехнологичные средства автоматики, телемеханики, информатики и связи. В рамках реализации проекта была проведена замена роторов насосного оборудования, задействованного в процессе транспортировки нефти, увеличена мощность системы внешнего электроснабжения объектов, проведена доработка единой системы управления. Активно использовались технологии импортозамещения. Для достижения проектной пропускной способности ТС ВСТО-2 используются противотурбулентные присадки, производимые на сданном в эксплуатацию в этом году заводе «Транснефть-Синтез» в Татарстане.

Ввод ТС ВСТО в эксплуатацию и ускоренное расширение мощности нефтепровода являются важными этапами развития государственного топливно-энергетического комплекса. Реализация стратегического проекта ПАО «Транснефть» обеспечила возможность диверсификации нефтяного потока и увеличения объемов экспортных поставок.

Источник