искать
Рубрикатор материалов

Сейчас в информационной базе:
рубрик - 105 , авторов - 329 ,
всего информационных продуктов - 3121 , из них
статей журнала - 647 , статей базы знаний - 85 , новостей - 2213 , конференций - 4 ,
блогов - 8 , постов и видео - 128 , технических решений - 4

© 2016-2019 ГеоИнфо

Разработка и сопровождение: InfoDesigner.ru
Теория и практика изысканий 

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

Железняк Михаил Николаевич и др.
29 марта 2018 года

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.

Железняк Михаил НиколаевичДиректор Института мерзлотоведения им. П.И. Мельникова СО РАН (ИМЗ), д.г.-м.н.
Сериков Сергей ИвановичНаучный сотрудник Института мерзлотоведения им. П.И.Мельникова СО РАН
Шац Марк МихайловичВедущий научный сотрудник Института мерзлотоведения им. П.И. Мельникова СО РАН (ИМЗ), к.г.н.

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.

 

Рис. 1. Заложение трубы на 2122 км ВСТО, ЮВ склон «Большого курума». Фото С.И.Серикова Рис. 1. Заложение трубы на 2122 км ВСТО, ЮВ склон «Большого курума». Фото С.И.Серикова

 

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].

 

Рис. 2. Разрушение подземных льдов по трассе нефтепровода. Фото Л.А.Гагарина Рис. 2. Разрушение подземных льдов по трассе нефтепровода. Фото Л.А.Гагарина

 

Рис. 3. Начальная стадия эрозии – формирование оврага. Фото С.П. Варламова Рис. 3. Начальная стадия эрозии – формирование оврага. Фото С.П. Варламова

 

Рис. 4. «Заплывание трубы» на участке Северикан-Тимптон. Фото Л.А.Гагарина Рис. 4. «Заплывание трубы» на участке Северикан-Тимптон. Фото Л.А.Гагарина

 

Особо сложным в геоэкологическом отношении элементом нефтепровода является его переход через одну из крупнейших рек страны – Лену в Олекминском районе Якутии. С точки зрения геотехнической безопасности, подводный переход имеет стратегическое значение, поэтому «Транснефть» приняла беспрецедентные меры по сохранности данного объекта. Были проведены детальные комплексные изыскания с участием сотрудников ведущих федеральных и региональных организаций. Их анализ позволил оценить динамику окружающей среды на различных стадиях освоения. После проработки на подготовительном этапе проектирования пяти вариантов пересечения р. Лены, был утвержден участок перехода ниже г. Олекминска [2]. За основу был принят наиболее апробированный траншейный способ, имеющий самую отлаженную и регулируемую технологию строительства. При этом глубина траншеи в дне реки составила от 5,5 до 7 м, ее проходка осуществлялась экскаваторами, установленными на понтонах. Подводный переход ВСТО через Лену по мнению специалистов является уникальным с точки зрения обеспечения надежности объекта, достигаемой за счет использования труб с высоким запасом прочности и повышенными требованиями к качеству металла. Для проверки прочности и герметичности сваренного и уложенного трубопровода были проведены три этапа гидроиспытаний [2].

В апреле 2011 года трубопровод в целом был оборудован системой контроля за утечками нефти, что еще более повысило его надежность. Разноплановый и разномасштабный проблемно-ориентированный контроль за последствиями воздействий на природную среду и объекты инфраструктуры комплекса показал, что уровень нарушения в результате создания нефтепровода можно оценить как умеренный, ограниченный полосой трассы шириной в несколько сот метров. Вызывающая опасения специалистов предполагаемая активизация экзогенных процессов в результате проведения специальных мероприятий была предотвращена, и все основные объекты находятся в устойчивом состоянии. Особо следует отметить, что при прокладке нефтепровода на упомянутых опасных участках широко использовались специальные технологии, существенно повышающие его устойчивость. В частности, сильно трещиноватые или высоко льдистые породы частично, а нередко и полностью, замещались отложениями с лучшими инженерно-геологическими свойствами. Этот подход, получивший название «метода экскавации» [7], хотя и довольно дорог, но очень эффективен. Его применение позволили существенно повысить надежность как отдельных элементов (рис.5 – 9), так и всей системы трубопровода в целом.

Серьезнейшей проверкой надежности объекта стало происшедшее 12.12.2016 г. землетрясение в Амурской области с эпицентром в 85 км восточнее г. Сковородино, магнитудой 5 и интенсивностью 5 – 5,5 балла. По сообщению официального представителя «Транснефти» Игоря Демина [8], «воздействие столь мощного природного фактора не отразилось на работе нефтепровода и все объекты ВСТО продолжали функционировать в штатном режиме».

В июле 2016 г. проведен этап производственного экологического мониторинга объектов «Транснефть – Восток» в Республике Саха (Якутия). Исследования охватили водотоки, расположенные рядом с нефтеперекачивающими станциями магистрального нефтепровода: №10 «Талакан», №11 «Оргул», №12 «Ленск», №13 «Чапаево», №14 «Олекминск, №15 «Туолбачан», №16 «Куранах», №17 «Алдан», №18 «Нимныр», №19 «Нерюнгри». В ходе исследования специалисты-рыбоводы и ученые-ихтиологи оценивали уровень воздействия производственных объектов на водные биологические ресурсы. Были отобраны точечные пробы для определения состава воды в водотоках. Кроме того, ученые исследовали ихтиофауну, зоопланктон, зообентос и донные отложения.
По итогам обследования водных биологических ресурсов [9] подтверждена экологическая безопасность всех обследованных объектов магистрального нефтепровода ВСТО и других магистральных систем ООО «Транснефть-Восток» в РС(Я).

 

Рис. 5. 2362 – 2364 км «ВСТО», долина р. Горбылах с активным развитием термокарста: до проведения компенсационных мер: а – 2010 г. и после б – 2016 г. Фото С.И.Серикова Рис. 5. 2362 – 2364 км «ВСТО», долина р. Горбылах с активным развитием термокарста: до проведения компенсационных мер: а – 2010 г. и после б – 2016 г. Фото С.И.Серикова

 

Рис. 6. Затухающий процесс боковой термоэрозии на участке р. Малый Уркан, 2631км ВСТО: а – 2010 г., б – 2016 г. Фото С.И.Серикова Рис. 6. Затухающий процесс боковой термоэрозии на участке р. Малый Уркан, 2631км ВСТО: а – 2010 г., б – 2016 г. Фото С.И.Серикова

 

Рис. 7. Переход ВСТО, 2125 км через обширную марь руч. Катера: а – 2010 г., б – 2012 г., в – 2016 г. Фото С.И.Серикова Рис. 7. Переход ВСТО, 2125 км через обширную марь руч. Катера: а – 2010 г., б – 2012 г., в – 2016 г. Фото С.И.Серикова

 

Рис. 8. Участки ВСТО с организованной технологической автодорогой вдоль трубопровода в условиях сплошного распространения многолетнемёрзлых пород. Фото С.И.Серикова Рис. 8. Участки ВСТО с организованной технологической автодорогой вдоль трубопровода в условиях сплошного распространения многолетнемёрзлых пород. Фото С.И.Серикова

 

Рис. 9. Организованная система водозабора на НПС 20 ВСТО. Фото С.И.Серикова Рис. 9. Организованная система водозабора на НПС 20 ВСТО. Фото С.И.Серикова

 

Анализ рис.5 – 9 убедительно свидетельствует, что резко активизировавшиеся в начале освоения негативные экзогенные процессы деструктивной направленности (термокарст, термоэрозия и т.д.), в результате грамотно подобранных и своевременно проведенных мероприятий существенно стабилизировались. Это позволило привести ранее нарушенные геосистемы в устойчивое состояние (рис. 5б, 6б, 7в, 8, 9).

Современное состояние и перспективы нефтепровода

Реализация проекта ВСТО-2 включает создание трубопровода общей протяженностью 2045 км, проходящего по маршруту г.Сковородино – г.Благовещенск – г.Биробиджан – г.Хабаровск – СМНП «Козьмино» по территории Амурской области, Еврейской автономной области, Хабаровского края и Приморского края. Его общая проектная мощность достигает 50 млн тонн в год, с одновременным обеспечением расширения пропускной способности трубопроводной системы на участке Тайшет – Сковородино до 80 млн тонн в год. Диаметр трубопровода - 1067 мм на участке г.Сковородино – НПС 34 (Хабаровск) общей протяженностью 1241 км; 1020 мм на участке НПС 34 (Хабаровск) – СМНП «Козьмино» общей протяженностью 804 км. Завершено строительство 8 нефтеперекачивающих станций с суммарным объемом резервуарного парка 300 тыс. куб. м, расширение НПС «Сковородино» с увеличением резервуарного парка на 150 тыс. куб.м., расширение СМНП «Козьмино» с увеличением резервуарного парка на 150 тыс. куб.м [10]. Ввод ВСТО-2 в эксплуатацию состоялся в 2012 г., а 26 сентября 2016 г. по нему были прокачаны первые 100 млн т нефти. Позднее в целях увеличения к мощности трубопроводной системы до 50 млн т/год нефти будет проводиться реконструкция НПС, расположенных в Хабаровском и Приморском краях. Одна из них, НПС №29, будет введена в эксплуатацию уже в конце 2017 г. На 2018 г. запланировано подключение к ВСТО НПЗ в Комсомольске-на-Амуре. Для решения этой задачи будет проложено 300 км трубопровода и построены 3 НПС. В 2020 г. общая мощность нефтепровода в страны АТР и на дальневосточные НПЗ составит 80 млн т.

В последние годы сотрудники Института мерзлотоведения СО РАН провели геокриологические исследования на участках ВСТО. Установлено, что в процессе эксплуатации нефтетранспортной системы происходит стабилизация геокриологических условий, благоприятствующая повышению надежности объекта.

Выше были приведены результаты проведения компенсирующих мероприятий, существенно уменьшившие негативные последствия активизации экзогенных процессов в начале создания ВСТО. Наряду с этим направлением, исследования ИМЗ на всех ранее освоенных и неоднократно обследованных участках нефтепровода (рис. 10 – 12) зафиксировали в последнее время однозначный тренд уменьшение амплитуды и понижения температуры грунтов деятельного слоя.

Так, среднегодовая температура мерзлых горных пород в районе на мониторинговой геотермической площадке на участке перехода ВСТО через р. Горбылах за 2007-2016 гг. понизилась на 1,2°С – с -1,4 до -2,5°С (рис.10). В то же время на участке руч. Катера (2125 км ВСТО), в пределах развития немерзлых горных пород амплитуда колебаний их температур с 2008 по 2016 гг. изменилась очень мало и близка к 4,0-5,0°С – с 1,8 до 6,8°С (рис.11).

 

Рис. 10. Среднегодовая температура на глубине 1,0 м на мониторинговой геотермической площадке на участке перехода «ВСТО» через р. Горбылах (2362 – 2363 км) за 2007-2016 гг. Рис. 10. Среднегодовая температура на глубине 1,0 м на мониторинговой геотермической площадке на участке перехода «ВСТО» через р. Горбылах (2362 – 2363 км) за 2007-2016 гг.

 

Рис. 11. Многолетний ход температуры горных пород с 2008 по 2016 гг. на глубине 1,0 м), участок руч. Катера, 2125 км ВСТО Рис. 11. Многолетний ход температуры горных пород с 2008 по 2016 гг. на глубине 1,0 м), участок руч. Катера, 2125 км ВСТО

 

Рис. 12. Многолетний ход температуры горных пород с 2009 по 2015 гг. на глубине 1,0 м. Участок р. Малый Уркан, 2631 км ВСТО Рис. 12. Многолетний ход температуры горных пород с 2009 по 2015 гг. на глубине 1,0 м. Участок р. Малый Уркан, 2631 км ВСТО

 

В пределах участка р. Малый Уркан (2631 км ВСТО) зафиксировано с 2009 по 2014 гг. постепенное увеличение амплитуды колебаний температуры горных пород с 7 до 17°С, а далее и до 2016 г. происходило резкое сокращение этой характеристики до 5°С.

Таким образом, изменения температур горных пород, происходящие на различных участках ВСТО, хотя и с разной интенсивностью в зависимости от поверхностных условий, но в целом однозначно свидетельствуют о существенном улучшении инженерно-геологических условий горных пород трассы и повышении надежности нефтепровода.

 

Заключение

Приведенные данные свидетельствуют, что при создании системы ВСТО широко использовались передовые достижения в проектировании, строительстве и эксплуатации нефтепровода, и это обеспечило нефтепроводной системе высокий уровень надежности и умеренное воздействие на окружающую среду.

Исследования сотрудников Института мерзлотоведения СО РАН последних лет на участках, непосредственно примыкающих к трассе ВСТО, позволили установить, что в процессе эксплуатации нефтетранспортной системы происходит динамика геокриологических условий, благоприятствующая повышению надежности объекта. Это относится к проведению компенсирующих мероприятий, существенно уменьшивших негативные последствия активизации экзогенных процессов в начале создания ВСТО. Кроме того, зафиксировано постепенное сокращение амплитуд и понижение температур горных пород в деятельном слое ранее освоенных участков. На всех обследованных участках нефтепровода в последнее время установлен однозначный тренд понижения температуры грунтов деятельного слоя, хотя и с разной интенсивностью в зависимости от поверхностных условий, но в любом случае существенно улучшающий инженерно-геологические условия горных пород трассы. Наблюдение за состоянием нефтепровода и несущих пород, обслуживание сооружений линейной части осуществляется с применением вездеходного транспорта повышенной проходимости и вертолетов. Серьезным успехом создателей ВСТО является организация систем эколого-геокриологического и геотехнического мониторингов необходимых на всех стадиях – изысканий, проектной, строительной и эксплуатационной. Учитывая, что степень преобразования природных сред района нефтепровода пока остается умеренной, особое внимание при проведении дальнейшего мониторинга следует уделить следующим аспектам:

  • изучение степени механических воздействий на поверхностные компоненты геосистем (микрорельеф, почвенно-растительный покров, поверхностные и грунтовые воды, сезонно- и многолетнемерзлые породы);
  • изучение последствий механических воздействий и динамики мерзлотных условий (глубин сезонного оттаивания и промерзания грунтов, их температур, мощности мерзлой толщи и т.п.) и экзогенного рельефообразования;
  • контроль за состоянием трубы и иных объектов трассы;
  • разработка рекомендаций по уменьшению ущерба от освоения и его компенсации.

Наблюдения следует проводить не реже одного раза в год в летнее время, лучше в период июль-август, а при возможности, особенно на проблемных участках – стационарно и круглогодично.

Полностью избежать негативных последствий транспортировки нефти невозможно, но проведение геоэкологического мониторинга, состав и направления которого зависит как от специфики самого объекта, так и природных условий района его размещения, дают возможность рекомендовать ряд природоохранных и компенсационных мероприятий, позволяющих существенно уменьшить ущерб от деятельности нефтегазовой отрасли, тем самым сокращая финансовые затраты на поддержание высокой степени надежности ВСТО.

 

Список литературы
1. Шац М.М. Геоэкологические проблемы нефтегазовой отрасли Якутии // Промышленная безопасность и экология. Пермь, 2009. №10 (43). С. 36-42.
2. Шац М.М. ВСТО: проблемы реальные и мнимые // Трубопроводный транспорт: теория и практика, 2011. №2 (апрель). С.16-22.
3. Железняк М.Н., Дорофеев И.В., Сериков С.И. и др. Инженерно-геокриологические условия трассы нефтепровода ВСТО на участке Алдан-Тында. Научное сопровождение мегапроектов РС(Я). Якутск: Дани Алмас, 2009. С.61-67.
4. Железняк М.Н. Геотемпературное поле и криолитозона юго-востока Сибирской платформы. Новосибирск: Наука, 2005. 227 с.
5. Фотиев С.М. Подземные воды и мерзлые породы Южно-Якутского угленосного бассейна. М.: Наука, 1965, 118 с.
6. Шац М.М. Новый газопровод Восточная Сибирь – Тихий Океан: проблемы и перспективы // Теоретическая и прикладная экология. М., 2012. №3. С.104-108.
7. Шац М.М. Сравнительная характеристика эколого-геокриологических условий новых магистральных газопроводов Восточной Сибири // Трубопроводный транспорт: теория и практика. М., 2014. №2 (42). С. 3-8.
8. Землетрясение в Амурской области не отразилось на работе ВСТО. Электронный ресурс. Источник: www.angi.ru/news, Код доступа http://www.angi.ru/news/2844552-%C7%E5%EC%EB%E5%F2%F0%FF%F1%E5%ED%E8%E5%20%E2%20%C0%EC%F3%F0%F1%EA%EE%E9
%20%EE%E1%EB%E0%F1%F2%E8%20%ED%E5%20%EE%F2%F0%E0%E7%E8%EB%EE%F1%FC%20%ED%E0
%20%F0%E0%E1%EE%F2%E5%20%C2%D1%D2%CE/. Дата обращения: 12 ДЕКАБРЯ 2016, 15:28.
9.Ученые проверили водотоки рядом с объектами нефтепровода ВСТО в Якутии. Электронный ресурс. Источник: www.energyland.info. Код доступа: http://www.energyland.info/analitic-show-152031. Дата обращения: 20.10.2016 18:26.
10. Транснефть – Дальний Восток продолжает работы по расширению 2й очереди магистрального нефтепровода (МНП) Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО-2). Электронный ресурс. Источник: Neftegaz.RU588. Код доступа http://neftegaz.ru/news/view/153886-Transneft-Dalniy-Vostok-v-aktivnom-rezhime-prodolzhaet-raboty-po-rasshireniyu-moschnosti-magistralnogo-nefteprovoda-VSTO-2. Дата обращения: 03 октября 2016 г., 11: 46.

Отправить сообщение, заявку, вопрос

Отправить заявку на посещение мероприятия

Отправить заявку на участие как экспонент

Запросить консультацию специалистов по данному техническому решению