Об Обществе

Трубопроводная система «Восточная Сибирь – Тихий океан».

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.

Проект строительства трубопроводной системы "Восточная Сибирь — Тихий океан" разработан в соответствии с Энергетической стратегией России на период до 2020 года.

Распоряжением Правительства Российской Федерации от 31.12.2004 № 1737-р поддержано предложение Минпромэнерго России и ОАО "АК "Транснефть" о реализации проекта строительства трубопроводной системы "Восточная Сибирь — Тихий океан".

Приказом Минпромэнерго России от 26.04.2005 № 91 определены два этапа реализации Проекта. Распоряжением Правительства РФ от 27.02.2008 № 27 определен конечный пункт ТС ВСТО — Спецморнефтепорт в бухте Козьмино на побережье Тихого океана.

Во исполнение поручения Президента Российской Федерации В.В. Путина от 10.08.2007г. № Пр-1465 ОАО "АК "Транснефть" выдано ОАО "Гипротрубопровод" задание на разработку Декларации о намерениях (ДОН) строительства и Технико-экономического обоснования (ТЭО) проекта.

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.

Планируемая пропускная способность ВСТО – 80 млн тонн нефти в год. Протяженность трассы свыше 4 700 километров, конечным пунктом которой является новый специализированный морской нефтеналивной порт в бухте Козьмино в Приморском крае.

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 – 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 на 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;

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% 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.

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.