Нефтяной хайвэй

Нефтяной хайвэй

Передовые методы при строительстве нефтепровода на Мессояхской группе месторождений

При полуавтоматической сварке проволока для формирования шва подается постоянно, автоматически, но работа выполняется руками работника

Проект строительства нефтепровода предусматривает сооружение специальных переходов на пути миграции оленьих стад

Установки глубокого бурения Bauer обеспечивают стабильное качество проходки независимо от свойств грунта

При полной автоматизации сварочная головка закрепляется на трубе и сама двигается вдоль стыка, равномерно заполняя его металлом

Фото: Роман Чернов

Инфографика: Рамблер Инфографика

Группа Мессояхских месторождений — один из ключевых объектов нового ямальского кластера нефтедобычи"Газпром нефти" — приближается к этапу коммерческой эксплуатации. Транспорт добытого сырья с Мессояхи в систему «Транснефти» будет вестись по напорному нефтепроводу, при строительстве которого используются технологии, до сих пор нефтяными компаниями не применявшиеся

Текст: Елена Базарова

Мессояхская группа месторождений (включает Восточно-Мессояхское и Западно-Мессояхское месторождения) была открыта на Гыданском полуострове еще в 1980-х годах. Несмотря на ценность находки — доказанные запасы группы (С1+С2) оцениваются в 480 млн тонн нефти и газового конденсата и более чем в 180 млрд кубометров попутного и природного газа, — разработка залежей началась только в 2000-х. Понять, почему возникла двадцатилетняя задержка, несложно, стоит только посмотреть на расположение актива. Гыдан-ский полуостров — это Крайний Север, побережье Карского моря. Здесь сложно организовать добычу нефти, но еще сложнее — транспортировку сырья: полное отсутствие инфраструктуры — характерная особенность большинства заполярных регионов. Впрочем, Мессояхе повезло все же больше, чем расположенному на другом берегу Обской губы Новопортовскому месторождению, где для вывоза сырья «Газпром нефть» вынуждена использовать атомный ледокольный флот.

Ветку новой трубопроводной системы «Транснефти» Заполярье — Пурпе строят в относительной близости от Мессояхской группы. Это дало мощный толчок развитию проекта, и в октябре 2012 года компания «Мессояханефтегаз», на паритетных началах принадлежащая «Газпром нефти» и «Роснефти», получила первую нефть на Восточ-но-Мессояхском участке. А в 2014-м началось строительство основных объектов инфраструктуры, необходимых для запуска промысла, в том числе напорного нефтепровода протяженностью 96,5 км и максимальной пропускной способностью 7 млн тонн сырья в год.

Вписать в рельеф

Нитка нефтепровода, которую подрядные организации «Спецгазавтотранс» и «Велесстрой» тянут навстречу друг другу, соединит центральный пункт сбора нефти Восточной Мессояхи с головной нефтеперекачивающей станцией № 1 — самой северной точкой системы Заполярье — Пурпе. И одна из основных проблем, которые при этом приходится решать, опять же связана с неосвоенностью северной территории. Заместитель исполнительного директора по капитальному строительству филиала «Мессояха» компании «Газпромнефть-Развитие» Сергей Картавый напомнил, что ближайший населенный пункт, который связан с Большой землей постоянной автодорогой, — поселок Тазовский — находится в 150 км южнее месторождения. Впрочем, и эта бетонка в Новый Уренгой в паводок закрывается на переправах. А из Тазовского грузы на Восточно-Мессояхское вообще можно доставить только по зимнику. В лучшем случае он пригоден для эксплуатации с конца декабря до середины апреля — с перерывами в метели, морозы и оттепели. Единственная альтернатива зимнику в короткое арктическое лето — долгий водный путь: в 2014 году щебень, песок и плиты для месторождения и строительства нефтепровода впервые привезли из Салехарда по маршруту Обь — Обская губа — Тазовская губа — река Таз. Помимо транспортной логистики при проектировании трубопровода оператору проекта необходимо было учесть еще несколько важных моментов, в числе которых особенности добываемой нефти, суровые климатические условия, сложный рельеф, а кроме того — влияние проекта на жизнь коренного населения.

«Мы изначально ставили перед собой задачу минимизировать воздействие на окружающую среду Заполярья, — отметил руководитель проекта по проектированию и строительству приемо-сдаточного пункта и напорного нефтепровода филиала „Мессояха“ компании „Газпромнефть-Развитие“ Алексей Леунин. — После консультаций с представителями властей, общественных организаций и руководителями оленеводческих общин для прокладки трубы был выбран маршрут, не пересекающий священные для коренных жителей места и угодья для выпаса оленей. Например, если посмотреть на генплан нефтепровода сверху, то перед самой Мессояхой мы увидим дугу длиной более 6 км».

Кроме того, проект предусматривал сооружение специальных переходов на пути миграции оленьих стад: новый нефтепровод проходит на высоте 1,2 м над поверхностью земли и зимой при высоком снежном покрове становится для животных непреодолимым препятствием.

Реки Мудуйяху и Индикъяху труба пересечет под землей, не нарушая русла. «Это самые северные в России подводные переходы, выполненные методом наклонно-направленного бурения, — отметил Алексей Леунин. — Можно заносить в Книгу рекордов Гиннесса».

В конце марта первый из переходов — через Индикъяху — был успешно построен подрядной организацией «СП ВИС-МОС». По оценке Руслана Яроша, генерального директора компании, одна из главных сложностей, с которой пришлось столкнуться в процессе бурения, — наличие вечномерзлых грунтов: из 780 м траектории скважины под Индикъяхой 550 м шло по вечной мерзлоте с высокими абразивными свойствами и температурой —4°C. При протаскивании применялся прогрессивный метод «труба в трубе»: рабочий нефтепровод диаметром 530 мм в теплоизоляции был сразу помещен в защитный кожух диаметром 1020 мм. Для дополнительной надежности толщину стенки рабочего нефтепровода, проходящего под руслом реки, увеличили на 30% по сравнению с остальной линейной частью трубопровода — до 14 мм. А толщина футляра составила 16 мм.

В апреле-мае будет построен переход и через вторую реку, еще более северную. Сложность прохождения Мудуйяхи связана с обширностью пойменной части реки. Свыше 5 км нефтепровода укладывается на опорах высотой от 2,5 до 4,5 м. Кроме двух подводных переходов, предстоит построить и более 60 балочных — через ручьи и овраги.

Экономия на технологиях

Проект строительства наземного нефтепровода в условиях арктической тундры «Газпром нефть» уже реализовывала: трубу над землей тянули с Центрального пункта сбора Новопортовско-го месторождения до приемо-сдаточного пункта «Мыс Каменный», где сырье перегружается в танкеры. Однако если диаметр новопортовской трубы 219 мм, у мессояхской он — 530 мм. «Выбор в пользу большего диаметра был сделан с учетом характеристик мессояхского черного золота: основная часть запасов обоих Мессояхских месторождений приходится на тяжелую, высоковязкую нефть», — уточнил Сергей Картавый. Помимо «простора» трубы, важным условием бесперебойной транспортировки нефти должен стать особый температурный режим. Исследования показали, что использование первоначально предусмотренной проектом дорогостоящей системы непрерывного электрообогрева нефтепровода с помощью скин-системы не обязательно. Достаточно разогреть нефть до 55°C на выходе с центрального пункта сбора, обеспечить теплоизоляцию трубопровода и предусмотреть возможность его нестационарного подогрева с помощью специальных установок непосредственно перед запуском в эксплуатацию.

При проектировании теплоизоляции специалисты филиала «Мессояха» также руководствовались современными научными данными. «Раньше считалось, что чем толще слой пенополиуретана, тем лучше защита от морозов, — рассказал Алексей Леунин. — Эксперименты показали, что эффект от 100 мм такой же, как, например, от 150 мм. Поэтому мы используем для теплоизоляции нашего нефтепровода более тонкий слой изоляции, тем самым избегая лишних расходов».

Последние разработки профильных НИИ позволили отказаться при строительстве нефтепровода с Восточной Мессояхи и от 100%-ного применения стабилизирующих устройств. «Для сохранности слоев многолетней мерзлоты можно использовать опоры с термостабилизацией грунтов только при крупной льдистости, — пояснил руководитель проекта. — При средней льдистости мы удлиняем саму сваю, сокращая затраты на 20%». Для повышения производительности погружения свай при строительстве нитки нефтепровода используются установки глубокого бурения Bauer, обеспечивающие за счет крутящего момента вращателя в 400 кН-м стабильное качество проходки независимо от свойств грунта.

Запроектированная надежность

Пожалуй, основное требование к трубопроводам, тем более прокладываемым в регионах с такой хрупкой экосистемой, как в Заполярье, — надежность, которая во многом закладывается на этапе строительства за счет качества выполнения работ. По информации инспектора технического надзора компании «Стройтрубнадзор-Сервис» Сергея Астапенко, из 1870 стыков, сваренных на трубе, не пришлось менять ни одного. «В целом процент ремонта ниже нормативного», — уточнил инспектор. Это, конечно, во многом говорит о профессионализме сварщиков, но не только: рост качества обусловлен в том числе применением новых технологий. Впервые в системе «Газпром нефти» при строительстве инфраструктуры месторождений применяется автоматическая и полуавтоматическая сварка.

Принцип работы оборудования — управляемый перенос металла с электрода в шов за счет изменения сварочного тока. Запущены две колонны автоматической сварки с использованием технологии STT и применением сварочных головок М300. При полной автоматизации сварочная головка закрепляется на трубе и сама двигается вдоль стыка, равномерно заполняя его металлом. Для полуавтоматической сварки была применена технология Innershield с механизмом равномерной подачи сварочной проволоки, при которой сварщик вручную перемещает подающее устройство вдоль шва. Исключить образование пор в шве помогает еще одно новшество — использование защитного газа. Диоксид углерода CO2 подается к месту сварки, защищая расправленный металл от окисления. Например, с помощью двух автоматов при благоприятных условиях одна сварочная колонна может сварить 25-30 стыков в день, то есть более 300 м трубы. Процесс ускоряется и за счет применения индукционной системы нагрева труб. Если на разогрев стыка с помощью кольцевой горелки в сорокаградусный мороз уходит до 20 минут, то установка фирмы Miller обеспечивает нужную температуру за четыре минуты.

Что касается обеспечения надежности в ходе эксплуатации, то и этому направлению проектировщики нефтепровода уделили большое внимание. Готовую нитку оборудуют системами обнаружения утечек и контроля коррозии. Снабжаться электроэнергией линейные объекты будут с помощью высоковольтной линии, которая может быть задействована и как источник питания для приемо-сдаточного пункта нефти. Электроэнергией оба объекта будет обеспечивать газотурбинная электростанция проекта «Мессоя-ха». «При работе над проектом напорного нефтепровода, который соединит Восточно-Мессоях-ское месторождение с трубопроводной системой Заполярье — Пурпе, предложено сразу несколько технологических решений, которые могут быть интересны другим дочерним предприятиям „Газпром нефти“, — отметил заместитель генерального директора „Газпромнефть-Развития“ по капитальному строительству Марат Сайфут-динов. — Применение методов, не использовавшихся ранее российскими нефтяными компаниями, делает „Газпром нефть“ технологическим лидером сектора». Транспортировку нефти Восточной Мессояхи «Газпром нефть» планирует начать уже в конце 2016 года.

Группа Мессояхских месторождений

Включает Восточно-Мессояхский и Западно-Мессояхский участки. Самые северные из известных нефтяных месторождений России, находящихся на суше. Начало промышленной добычи — 2016 год. Доля «Газпром нефти» в проекте — 50%. Доказанные запасы С1 + С2 месторождений составляют около 480 млн тонн нефти и газового конденсата, а также более 180 млрд кубометров природного и попутного газа. По итогам геологоразведочных работ, проведенных в 2014 году, извлекаемые запасы Восточно-Мессояхского месторождения категории С1 увеличились почти на 50 млн тонн до 204 млн тонн (рост 32%). В октябре 2012 года получена первая нефть с Восточно-Мессоях-ского месторождения в рамках опытно-промышленных работ. В 2014 году началось строительство основных объектов инфраструктуры, необходимых для запуска месторождения.

Лицензии на разведку и разработку принадлежат ЗАО «Мес-сояханефтегаз», которое паритетно контролируется компаниями «Газпром нефть» и «Роснефть». «Газпром нефть» выполняет функции оператора проекта.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ