Как Вы считаете, нужно или нет России развивать строительство новых газо- и нефтепроводов для экспорта энергоресурсов зарубеж?
Да, это приносит хорошие деньги государственному бюджету  
 17 (57%)
Нет, это лишает Россию природных ресурсов, приводит к зависимости от экспорта нефти и газа  
 13 (43%)
Затрудняюсь ответить  
0 (0%)

 

 

Нефтепровод "Восточная Сибирь - Тихий океан"


Нефтепровод "Восточная Сибирь - Тихий океан"
Организация: ДМЭФ
Дата: 13 Июля 2011

Трубопроводная система "Восточная Сибирь – Тихий океан" (ВСТО) строится для транспортировки нефти на российский Дальний Восток и на рынки Азиатско-Тихоокеанского региона.

Трубопроводная система "Восточная Сибирь – Тихий океан" (ВСТО) строится для транспортировки нефти на российский Дальний Восток и на рынки Азиатско-Тихоокеанского региона. Система будет технологически соединена с существующими магистральными трубопроводами "Транснефти" и позволит создать единую сеть, обеспечивающую оперативное распределение потоков нефти по территории России в западном и восточном направлениях.

Планируемая пропускная способность ВСТО – 80 млн тонн нефти в год. Протяженность трассы свыше 4 700 километров, конечным пунктом которой будет новый специализированный морской нефтеналивной порт в бухте Козьмино в Приморском крае. Первая очередь строительства Тайшет (Иркутская обл.) – Сковородино (Амурская обл.) (2694 км) начата в апреле 2006 года.

Основными районами Западной Сибири, обеспечивающими ресурсную базу ВСТО, являются Томская область и Ханты-Мансийский округ. Намечается использование месторождений Иркутской области и Республики Саха (Якутия) – Юрубчено-Тахомского, Куюмбинского, Среднеботуобинского, Верхнечонского, Ярактинского, Талаканского.

Выявленные запасы нефти способны удовлетворить потребности Восточной Сибири и Дальнего Востока в энергетическом и нефтехимическом сырье, а также обеспечить крупномасштабные поставки углеводородного сырья в страны АТР.

Новая трубопроводная система создается с учетом самых лучших достижений в проектировании, строительстве и эксплуатации нефтепроводов и обладает высоким уровнем надежности и минимальным воздействием на окружающую среду.

Большая протяженность и сложность прохождения трассы – отсутствие инфраструктуры на многих участках, скальные и песчаные породы, болота, тайга, зоны вечной мерзлоты, сейсмичность, значительное количество водных препятствий, низкие температуры зимой и т.д. – потребовали применения особых технических решений.

Проектом заложен комплекс таких технических и природоохранных мероприятий, которые сведут к минимуму возможное негативное влияние нам окружающую среду или полностью его исключат. В их числе:

- комплексное решение проблемы очистки хозяйственных и бытовых стоков, препятствующее загрязнению водных объектов;

- высокоэффективные способы утилизации отходов, направленные на минимизацию загрязнения почв, грунтов и подземных водных источников;

- передовые методы рекультивации нарушенных земель, способствующие сохранению и восстановлению природного слоя почвы;

- сооружение подводных переходов методами наклонно-направленного бурения и микротоннелирования, что позволяет не только избежать отрицательного воздействия на ложе и русло реки при строительстве нефтепровода, но и практически исключить поступление нефти в водные объекты в случае аварийной ситуации; организация службы наблюдения за изменением состояния трубопровода и местности вдоль трассы (технический мониторинг);

- использование труб особого класса прочности и повышенной эксплуатационной надежности с особыми показателями химического состава, структуры металла, ударной вязкости, стойкости к растрескиванию, требованиями к сварным швам;


- расстановка задвижек на малых реках, пересекаемых трубопроводом: сокращение расстояния между отсекающими задвижками против нормируемого;


- установка датчиков системы обнаружения утечек нефти с интеграцией ее в общую схему автоматизации и управления трубопроводом;


- использование на участках максимального приближения к рекам и водохранилищам труб с толщиной стенок 16-24 мм, а на подводных переходах – 22-27 мм;


- широкое применение средств автоматики, телемеханики, информатики и связи;


- создание аварийно-спасательных подразделений на всем протяжении трассы и соответствующей инфраструктуры для оперативного реагирования в случае гипотетических чрезвычайных ситуаций: стройная непрерывная система профессиональной подготовки персонала.

Строящийся трубопровод подвергается 100-процентному контролю сварных стыков радиографическим методом. В местах соединения швов приварки арматуры и захлестов дополнительно применяется контроль ультразвуковым методом.

Защита трубопровода от почвенной коррозии обеспечивается трехслойным полимерным покрытием на основе экструдированного полиэтилена толщиной не менее 3 мм, наносимым в заводских условиях.

Узлы запорной арматуры устанавливаются в пониженных местах рельефа, расстояние между ними составляет не более 30 км. В зависимости от рельефа местности предусмотрена установка узлов запорной арматуры на переходах через активные разломы. На всех подводных переходах устанавливаются береговые задвижки.

Наблюдение за состоянием нефтепровода и обслуживание сооружений линейной части будет осуществляться с применением различных транспортных средств – вездеходного транспорта повышенной проходимости и вертолетов (с использованием предусмотренных на трассе вертолетных площадок).

Специальные ремонтные бригады, входящие в состав линейно-эксплуатационной службы (ЛЭС) размещаются на нефтеперекачивающих станциях (НПС) и в местах близ существующих населенных пунктов, где разворачиваются опорные пункты с аварийной техникой и площадками для складирования аварийного запаса труб. На переходах крупных рек предусмотрены пункты наблюдения.

Ряд проектных решений направлен на диагностику состояния нефтепровода во время эксплуатации. Так, устанавливаются узлы пуска средств очистки и диагностики. Расстояние между ними не превышает 280 км, все они размещаются на основной нитке нефтепровода у НПС.

Предусмотрена комплексная внутритрубная диагностика непосредственно после окончания строительно-монтажных работ и в процессе эксплуатации системы. Периодичность ее сокращена по сравнению с действующими регламентами с пяти до трех лет, а на отдельных участках – до одного года. Кроме того предполагается комплексное обследование нефтепровода непосредственно после сейсмических воздействий.

Особое внимание уделяется профессиональной обученности персонала, организованности, порядку и дисциплине в каждом из подразделений ВСТО.

Источник: www.cupvsto.ru


 
Текст сообщения*
:D :) :( :confuse: 8) :oops: :cry: :evil: ;) :idea:
Защита от автоматических сообщений
Загрузить изображение