8.4. Газопровод «Голубой поток»

Одним из важнейших проектов явилось строительство газотранс­портной системы из России в Турцию через акваторию Чёрного моря -«Голубой поток», который призван обеспечить растущие потребности в природном газе быстро развивающейся экономики Турции и диверсифи­кацию импорта российского природного газа (на примере которой рас­смотрим в общих чертах реализацию трубопроводного транспорта).

Проект «Голубой поток» - газотранспортная система, состоящая из сухопутной и морской частей.

Строительству этого уникального в мировой практике объекта предшествовали стадии рекогносцировочных и детальных изысканий, разработка ТЭО, проведение специальных натурных, лабораторных и ана­литических научных исследований, разработка и согласование проектной документации.

Строительство подобных трубопроводов (газовых или нефтяных) требует решения ряда вопросов на дипломатическом уровне.

Лучшие научно-технические силы России, Италии, Турции, Ни­дерландов, США, Норвегии, Франции, Канады, Японии, Украины, Шве­ции и Германии объединились для создания на рубеже XXIв. настоящего

389

произведения современного инженерного искусства - глубоководного трубопровода через акваторию Черного моря.

Решение многих вопросов потребовало принципиально новых подходов, разработки новых технологий, применения самого современно­го оборудования и строительной техники.

Во многом эти проблемы были связаны с уникальными особенно­стями условий строительства газопровода в Черном море.

Начинаясь от г. Изобильный в Ставропольском крае, газопровод проходит по правому берегу р. Кубани до г. Краснодара, обходит город с севера, идет по территории Краснодарского края и через отроги Кавказ­ского хребта выходит на Черноморское побережье между поселками Джубга и Архипо-Осиповка.

Затем начинается морская часть газопровода. Компрессорная стан­ция «Береговая», расположенная на высоте 265 м над уровнем моря, обес­печивает необходимое давление для подачи газа по морскому газопроводу в район турецкого города Самсун через акваторию Черного моря. Это два 24-х дюймовых трубопровода, предназначенных для транспортировки га­за с максимально дебитом 8 млрд. m^jгаза в год через каждый тру­бопровод.

Проект газопровода «Россия-Турция» от начала трассы до КС «Бе­реговая» разрабатывал Санкт-Петербургский проектный институт ДОАО «ГИПРОспецгаз».

Генеральным подрядчиком строительства газопровода с россий­ской стороны являлся ОАО «Стройтрансгаз»; для производства работ на участке ООО «Кубаньгазпром» им были привлечены 8 субподрядных ор­ганизаций:

• ОАО «Южтрубопроводстрой»;

• ОАО «СНП Нова»;

• ОАО «Ленгазспецстрой»;

• ОАО «Кубаньнефтегазстрой»;

• ОАО «Нефтегазстрой»;

• ОАО «Стройтек»;

• ОАО «Краснсдаргазстрой»;

• ОАО «Закнефтегазстрой-Прометей».

Генеральным подрядчиком строительства объектов связи являлся ОАО «Газавтоматика».

Строительство экспортного газопровода Россия-Турция через аква­торию Черного моря осуществлялось в рамках Российско-Турецкого Межправительственного Соглашения от 15.12.97 г.

В лаборатории экологических проблем геосферы Института про­блем нефти и газа Российской Академии наук была создана специальная установка, моделирующая природные условия прохождения газопровода через акваторию Черного моря. С помощью этой установки российскими учеными удалось в экспериментальных условиях выполнить проверку по-

390

ведения газопровода на различных глубинах, а также учесть специфику уникальной природной среды. Методика измерений, подготовленная по результатам анализов, позволила провести моделирование опасных про­цессов, а также разработать пакет прикладных программ, которые обеспе­чили выполнение необходимых расчетов.

Оценка рисков и воздействий Проекта на окружающую среду, про­веденная специалистами РАН и обсужденная с участием государственных и общественных организаций России, Турции, Болгарии и Украины, дала положительные результаты.

Проект прошел всестороннюю экспертизу многих независимых международных организации, в том числе российских и турецких. Мини­стерством окружающей среды Турции был одобрен экологический отчет по морскому участку газопровода, что дало основание для начала полно­масштабного финансирования проекта.

С целью обеспечения безопасной эксплуатации на стадиях ТЭО и разработки базового проекта ОАО «Газпром» выполняет комплекс науч­но-исследовательских работ, сформулированных в соответствующих от­раслевых программах. Их научное сопровождение было поручено ВНИИ-газу с привлечением целого ряда ведущих организации РАН и других ве­домств. По результатам разработок были получены новые нормативно-методические материалы, в том числе по:

• оценке надежности глубоководного газопровода по комплексным критериям;

• техническому решению по подготовке к транспорту;

• программному обеспечению гидравлических, тепловых и проч­ностных расчетов глубоководного газопровода сверхвысокого давления;

• моделированию процессов течения газа в подводном газопроводе при авариях;

• нестационарным технологическим режимам работы глубоковод­ного газопровода при его разрыве;

• режиму работы трубопровода, учету условий выделения гидра­тов и др.

Многие проблемы решались практически с нуля. Среди них следу­ет отметить:

• разработку комплексных критериев оценки безопасности мор­ского газопровода на стадиях строительства и эксплуатации (Институт безопасного развития атомной энергетики и Институт энергетических ис­следований);

• расчеты надежности, оценки безопасности и риска (Институт машиноведения им. А.А. Благонравова);

• анализ опасности выбросов сероводорода в районе прокладки га­зопровода в случае его разрыва (Институт проблем нефти и газа);

• оценку фонового состояния режима Черного моря с позиции ох­раны окружающей среды в районе строительства газопровода и обеспече-

391

ние экологической безопасности газопровода Россия-Турция (Институт океанологии им. П.П. Ширшова);

• разработку рекомендаций по геодинамическому мониторингу ди­намики газопровода на участке шельф-континентальный склон на основе оценки и прогноза развития опасных геологических процессов (Институт динамики геосферы);

• рекомендации по мониторингу воздействия геодеформационных процессов в районе трассы глубоководного газопровода Россия-Турция (Институт геоэкологии);

• расчеты гидравлических режимов работы газопровода Россия-Турция при отключении и других нестандартных ситуациях (Вычисли­тельный центр РАН).

Организация эксплуатации морского участка чрезвычайно важна для обеспечения гарантированной целостности газопровода в течение все­го срока эксплуатации. На стадии подготовки к эксплуатации для всех проектов по прокладке трубопроводов формулируются основные направ­ления работ, в том числе:

• разработка методических и нормативных документов;

• программа гарантийного обслуживания морского участка гене­ральным подрядчиком;

• принципы эксплуатации газопровода «Голубой поток», органи­зационная структура эксплуатации;

• принципы технического обслуживания;

• технический и экологический мониторинг газопровода;

• ремонтные системы.

В результате проведения детальных океанографических изысканий с применением подводных необитаемых аппаратов с дистанционным управлением было установлено, что максимальная глубина воды по трас­се достигает 2150 м. Мировая практика строительства морских трубо­проводов с такими глубинами еще не сталкивалась.

Высокое гидростатическое давление (около 21,6 МПа) в сочетании с изгибом и продольным усилием являются тремя основными факторами напряженно-деформированного состояния трубопровода в процессе мон­тажа (рис. 8.9). При этом наиболее опасной точкой является место макси­мального изгиба монтируемой плети в непосредственной близости от мор­ского дна (точка 3 на рис. 8.9).

Исходя из гидростатического давления на максимальной глубине, предельно допустимой изгибной деформации (0,15%) и продольного уси­лия, определяемого расчетным путем, в данной точке производится расчет трубопровода на локальное смятие, то есть способность сохранять устой­чивость поперечного сечения под действием трех вышеупомянутых сило­вых факторов.

392

Рис. 8.9. Укладка трубопровода J-методом: 1 - трубопровод подвержен максимальному растяжению; 2 - трубопровод нагружен про­дольным усилием и наружным давлением; 3 - наибольший из­гибающий момент в сочетании с наружным давлением и про­дольным усилием

Расчет толщины стенки производился по двум альтернативным методикам.

1. По «Правилам для морских трубопроводных систем» DetNorskeVeritas1996 г., принятым в качестве основополагающего нормативного документа в связи с отсутствием в России подобных норм или правил.

2. По формуле AGA/Shell(формуле Мерфи-Лангнера). модифици­рованной по результатам экспериментальных исследований несущей спо­собности труб для неосуществленного проекта строительства глубоковод­ного газопровода Оман-Индия.

На стороне принятых норм проектирования - их юридический ста­тус и обобщение многолетнего опыта строительства и эксплуатации мор­ских трубопроводов во всем мире. В то же время очевидно, что распро­странение полуэмпирических расчетных методик на объекты, выходящие

393

по своим параметрам за рамки области достоверности этих методик, не­возможно без специального научного обоснования.

В этой ситуации предварительно принятое проектное решение (толщина стенки по формуле Shellсоставила 31,8 мм, что выше соответ­ствующего значения 30,2 мм по DNV-1996) было подтверждено экспери­ментально и проверено аналитическими расчетами на надежность.

В то же время принятая толщина стенки (31,8 мм) не обеспечивает защиты газопровода от специфического явления лавинного смятия, харак­терного только для глубоководных трубопроводов. Для этого потребова­лось бы увеличить толщину стенки до 49,4 мм, что создало бы большие, а может быть, и непреодолимые трудности при производстве таких труб и монтаже глубоководного участка. Принятое решение о периодической ус­тановке ограничителей лавинного смятия в виде усиленных вставок являет­ся пассивным способом защиты, то есть оно не снижает вероятности ава­рийной ситуации, но ограничивает зону возможного смятия трубопровода участком между двумя соседними ограничителями. При этом была решена задача об оптимизации шага расстановки усиленных вставок.

О наличии в Черном море растворенного сероводорода и об отсут­ствии кислорода на глубинах свыше 150-200 м было известно давно.

Максимальное содержание сероводорода наблюдалось в непосред­ственной близости от морского дна и достигало 11 мг/л.

Поскольку даже пустой трубопровод обладает существенной отри­цательной плавучестью, а несущая способность грунтов на большей части трассы достаточно низка, то в процессе эксплуатации газопровод будет по большей части полностью погружен в донные отложения. В связи с этим большой практический интерес представляло исследование изменения содержания сероводорода в донных грунтах по их толщине.

Концентрация H2Sна глубине грунта свыше 2 м может достигать очень высокой величины - до 1200 мг/кг. Концентрации на глубинах до 2 м существенно ниже. В диапазоне глубин от 3 до 4,6 м происходит посте­пенное снижение содержания сероводорода.

Для обеспечения надежной работы газопровода в такой среде были сформулированы специальные требования к химическому составу и кор­розионной стойкости стали исходя из запланированного срока эксплуата­ции газопровода (36 лет). Свойства труб соответствуют маркировке SAWLI448 SFпо нормам DNV-1996, где предпоследняя буква «S» озна­чает пригодность к эксплуатации в кислой среде, а последний символ «F» свидетельствует о повышенной трещиностойкости.

Помимо этого предусмотрено трехслойное антикоррозионное на­ружное покрытие следующего состава.

1. Слой наплавленной эпоксидной смолы номинальной толщиной 400 мкм.

2. Слой адгезива на основе сополимера полипропилена толщиной не менее 100 мкм.

3. Защитный слой полипропилена толщиной 4-5 мм.

394

В ходе испытаний трубоукладочного судна S-7000 у побережья Норвегии в январе 2001 г. такое покрытие продемонстрировало свою ме­ханическую прочность при прохождении через натяжные устройства, ук­ладке и последующем подъеме трубопровода со дна.

Наиболее принципиальным моментом проектирования явился вы­бор параметров электрохимической защиты. Был проанализирован весь передовой мировой опыт, проведен большой объем натурных и лабора­торных исследований, в результате которых выяснилось, что защита тру­бопровода с помощью традиционных алюминиевых анодов неэффектив­на. Это связано с особенностями поведения алюминиевых сплавов в серо-водородосодержащей среде. По сравнению с работой в обычных морских условиях у алюминиевых анодов наблюдается склонность к пассивации, повышенная самокоррозия и существенное снижение токоотдачи.

В конечном итоге для катодной (протекторной) защиты газопрово­да «Голубой поток» были приняты аноды браслетного типа из цинкового сплава. Предварительно было установлено, что на поведение этого мате­риала в морской воде и донных отложениях наличие H2Sвлияния не ока­зывает, а потому можно было пользоваться общепринятыми методиками проектирования.

Район строительства газопровода «Голубой поток» представляет собой сейсмически активную зону. Помимо прямого влияния крупных землетрясений (возможность которого была тщательно изучена) сущест­вует определенная опасность неустойчивости склонов. В особенности это относится к российскому континентальному склону, средняя крутизна ко­торого составляет 20°, а на отдельных участках достигает 27°.

На стадии выбора трассы газопровода был проведен количествен­ный анализ георисков на наиболее опасных участках. В конечном итоге из всего множества предварительно выбранных маршрутов осталось две трассы для двух отдельных ниток газопровода.

Оба маршрута были подвергнуты детальным изысканиям, вклю­чавшим следующие комплексы работ:

1. Геофизические изыскания.

2. Геотехнические изыскания.

3. Океанографические изыскания.

4. Сейсмические изыскания с высокой разрешающей способностью. В результате обработки и анализа результатов изысканий были

уточнены количественные характеристики геологических рисков, вклю­чая неустойчивость склонов и гравитационные потоки масс (сход обло­мочных пород и грязевых потоков, мутьевые течения).

Полученные оценки были использованы в качестве исходных дан­ных при расчете целостности трубопровода при соответствующих нагруз­ках со стороны окружающей среды. Основным результатом данной рабо­ты явился вывод о приемлемой промышленной безопасности газопровода на российском континентальном склоне.

395

Черноморское побережье Кавказа, как известно, является курорт­ной зоной всероссийского значения, поэтому природоохранные меро­приятия при строительстве в этом регионе приобретают первостепенное значение.

С этой точки зрения при строительстве морского участка газопро­вода «Голубой поток» наиболее ответственным моментом являются рабо­ты на подходе к берегу, включающие разработку подводной траншеи и ее обратную засыпку. На этой стадии образуется пятно загрязнения взве­шенными частицами грунта, которое разносится морскими течениями.

Несмотря на то что это воздействие носит временный и локальный характер, необходимо принимать разумные меры по его сокращению. Среди таких мероприятий необходимо отметить прежде всего минималь­ную ширину траншеи, рациональное сочетание работы экскаватора и са­мовсасывающего земснаряда с механическим рыхлителем, выбор места временного складирования вынутого грунта, а также максимальное его использование для обратной засыпки траншеи после протаскивания обеих ниток трубопровода.

В конечном итоге при проведении оценки воздействия на окру­жающую среду (ОВОС) было определено, что в ближайшей к месту строительства зоне отдыха (бухта Инал) во время проведения дноуглуби­тельных работ и обратной засыпке траншеи увеличение концентрации взвешенных частиц в морской воде не будет превышать 10 % от фонового значения.

Рассмотрены лишь некоторые наиболее характерные особенности проектирования и строительства газопровода Россия-Турция по дну Черного моря. Однако даже их вполне достаточно для доказательства уникальности условий строительства и самого объекта в целом. Решение многих новых на­учно-технических задач обогатило мировую практику проектирования мор­ских трубопроводов. Так, многие результаты проведенных исследований вошли в новую редакцию Морского стандарта OS-F101.

Разработанная проектная документация по строительству морского участка газопровода Россия-Турция прошла все стадии экспертизы в ус­тановленном порядке. Экспертные заключения свидетельствуют о высо­ком уровне промышленной безопасности объекта с учетом всех особен­ностей строительства и эксплуатации газопровода.

Обеспечение надежной эксплуатации основывается на учете ос­новных особенностей состояния морского трубопровода. Три события разных типов создают потенциальный риск для трубопроводов: действия сторонних организаций (третьих лиц), повреждение трубопроводов в ре­зультате коррозии или дефектов материалов, землетрясение или океано­графическая дестабилизация (опасности, связанные с геологическими процессами).

396

Принципы обследования морского газопровода Россия-Турция разработаны применительно к технологии внешней и внутренней инспек­ции трубопровода с учетом требований Правил для систем подводных трубопроводов, разработанных DetNorskeVeritas. Российскими и зару­бежными фирмами предложены режимы проверки и соответствующие технические средства, а также указаны сферы, в которых целесообразно усовершанствовать технологии.

В процессе эксплуатации применительно к «Голубому потоку» (и ему подобным) необходимо проведение следующих работ, связанных с оценкой технического состояния газопровода:

- обследование трубопровода снаружи для выявления коррозии, вмятин, гофр, трещин - значительно затруднено, так как трубопровод на 85% погружен в ил;

• оценка пространственного положения трубопровода (в сравнении с проектным), в том числе анализ свободных пролетов, заглубления;

• обнаружение сквозных дефектов, утечек газа и гидратов;

• контроль экологических параметров в прибрежных зонах и на глубоководном участке в случае аварийных ситуаций.

Консорциум «Морские нефтегазовые технологии» разработал про­ект технического мониторинга при эксплуатации подводного перехода через Черное море газопровода Россия-Турция. Контролируемые пара­метры - пространственное положение трубопровода по сравнению с про­ектным, состояние свободных пролетов, экологические параметры в при­брежных зонах и на глубоководном участке.

Концепция проведения экологического мониторинга газопровода Россия-Турция разработана по заказу Управления проектирования и экс­пертизы ОАО «Газпром» консалтинговой компанией «ИнтерЭкоЭкспертиза» с привлечением специалистов РАН (Институт экологии, Институт океанологии, Институт проблем нефти и газа), МТУ, МГСИ (МИСИ) и НТЦ «Оргэкогаз» ДОАО «Оргэнергогаз». Она предусматривает разверты­вание постоянно действующей измерительно-информационной системы в зоне газопровода на всех этапах его жизненного цикла (строительство -эксплуатация - ликвидация) для постоянного контроля всех компонентов природной среды (воздух, вода и почва).

Для успешного создания системы ремонта трубопровода выбирается подрядчик. Применительно в «Голубому потоку» система ARCOSобеспечи­вает полностью автоматизированную операцию по ремонту трубопровода с дистанционным управлением. Различные конструкции предусматривают ис­пользование телескопических соединений, несоосных фланцев и соедините­лей с катушечными вставками для регулировки длины.

Транспортировка газа по маршруту Заполярное-Уренгой-Ягельная-Починки-Фролово-Изобильное имеет протяженность 3900 км. На началь­ном этапе развития Проекта предлагается использование действующих месторождений северных районов Тюменской области и отдельных уча-

397

стков газопровода Единой системы газоснабжения России, введенных в эксплуатацию в 1990-х гг.

Законченная строительством первая очередь газопровода Починки -Изобильное обеспечит подачу в район поселка Изобильное 47 млн. m^jгаза в сутки, требуемых для Проекта «Голубой поток». Одним из факто­ров, обеспечивающих системную надежность экспорта российского газа в Турцию по морскому направлению, является крупнейшее в России Северо-Ставропольское подземное хранилище газа, расположенное в районе г. Изобильный.

Участие пяти научно-исследовательских кораблей из трех стран в течение 305 судно-дней с использованием новейшей аппаратуры, приме­нявшейся ранее только в военной области, дало возможность получить ре­зультаты, по точности и подробности перекрывающие мировые стандарты в морском трубопроводном строительстве.

Максимальная глубина моря по трассе 2150 м. Длина морского участка - 390 км. На турецкой стороне сухопутный участок составляет около 400 км. По территории России тянется однониточная линия трубы диаметром Д_у 1400/1200 и Р_раб. 7,4/9,8 МПа с тремя КС и N_уст270 МВт.

Акватория Черного моря - двухниточная газотранспортная систе­ма: 2 трубы Ду 600, Р_раб - 25 МПа. По территории Турции - однониточная газотранспортная система: трубы Ду 1200, Р_раб, 7,4 МПа, Кс - 3 единицы, N_ycт108 МВт.

На трассе предусмотрено функционирование трех компрессорных станций на территории России. Суммарная установленная мощность ком­прессорных станций 270 МВт. Уникальная КС «Береговая» с рабочим давлением 25,0 МПа расположена в 1,5 км от берега Черного моря в рай­оне пос. Джубга.

Для реализации морской части Проекта была создана газотранс­портная компания BSPC, в которой равные права и обязательства приня­ли на себя ОАО «Газпром» и ENI(Италия) в лице своего подразделения SNAMS.P.A. по принципу 50% на 50%. BSPCвыступил в роли инвес­тора.

По результатам тендера генеральным подрядчиком по строитель­ству морского участка выбрана итальянская фирма «Сайпем С.П.А.», имеющая крупнейший в мире флот специализированных судов. Для ук­ладки труб на глубинах до 300 м использовалось судно «Кастро-8». На больших глубинах - судно «Сайпем-7000», имеющее уникальное обору­дование для укладки труб и способное вести работы при волнении моря в пять баллов. Судно расчитано на экипаж из 800 человек, которые разме­щаются в 405 одноместных и двухместных каютах - кабинах. Работа про­водилась круглосуточно, в три смены. Судно «Сайпем-7000» представляет собой плавучий кран, на котором укладка труб контролируется компью­терами через спутник и подводный батискаф. Координация и управление всеми операциями, контроль к диагностика ведутся из диспетчерской, от-

398

куда можно наблюдать за разгрузкой и сваркой труб, спуском их на дно моря. Практическая рекордная скорость укладки трубопровода - 5 км/сут.

Одновременно проводился мониторинг: подводный аппарат сни­мал на кинокамеру момент и место соприкосновения трубы с дном, трасса наносилась на специальную карту, чтобы в дальнейшем свести к миниму­му риск, связанный с хозяйственной деятельностью или природными яв­лениями, а также для проведения мониторинга, Морской газопровод спо­собен выдерживать землетрясение 9-10 баллов. Сейсмический прогноз выполнен на 100 лет. Гарантия надежности уложенных труб - 36 лет, за­тем их можно вырезать и заменить новыми.

Для реализации Проекта «Голубой поток» разработана схема фи­нансирования, которая предусматривает разделение рисков между ОАО «Газпром» и итальянской компанией EHI/SNAM, с которой в феврале 1998 г. было подписано Соглашение о стратегическом партнерстве. Га­рантии осуществляют агенства экспортного кредитования «САЧЕ» (Ита­лия), «ДЖЕКСИМ/МИТИ» (Япония) и «ГЕРМЕС» (Германия). Возврат и обслуживание кредитов производятся из транспортных тарифов, которые являются частью экспортной выручки от продажи газа по проекту.

Самый сложный участок газопровода Россия-Турция - морской. Никогда еще газопровод не прокладывался на глубине более двух тысяч метров. Российский и турецкий берег соединили две нитки газопровода условным диаметром 600 мм со стенкой трубы - 31,8 мм, функциони­рующие автономно друг от друга.

399