Трубопроводная система «Заполярье-Пурпе. Объект строительства: "Заполярье - НПС Пур-Пе", расширение ЛЭС — Реализованные проекты — ООО СпецСтройКомплектация

Арктический вектор

Инвестиционный проект по строительству трубопроводной системы «Заполярье – Пурпе» в Ямало-Ненецком автономном округе фактически выходит на финишную прямую. Уже осенью 2016 года по нефтепроводу начнется транспортировка нефти. Отличительной особенностью этого магистрального нефтепровода от уже действующих является способ строительства: значительная часть трубы проложена над землей на специальных опорах. Об уникальности и темпах реализации проекта нам рассказал заместитель генерального директора, директор Дирекции по строительству инвестиционного проекта «ТС Заполярье – Пурпе» АО «Транснефть-Сибирь» Михаил Саяпин.

– Михаил Васильевич, на каких основных задачах сосредоточены усилия Дирекции по строительству инвестпроекта и строителей на данный момент?

– Отмечу, что линейная часть нефтепровода Заполярье – Пурпе полностью построена и испытана на прочность. Также готова к эксплуатации конечная точка магистрали – нефтеперекачивающая станция «Пур-Пе-3». К завершению близятся строительные
и пуско-наладочные работы на
нефтеперекачивающих станциях № 1 и 2, пунктах подогрева нефти.

В апреле этого года мы приступили к заполнению трубопровода нефтью. Сейчас этот процесс продолжается. Мы уже заполнили нефтью первую и вторую очереди линейной части от НПС «Пур-Пе-3» до промежуточной НПС №2. Частично технология НПС-2 тоже заполнена, сейчас ведутся подготовительные работы второго этапа по заполнению нефтью резервуарного парка станции. После этого мы приступим к заполнению линейной части третьей очереди нефтепровода. Следующий этап – заполнение головной нефтеперекачивающей станции № 1.

Заполнение – это ответственный момент, предусматривающий 100-процентную готовность всей трубопроводной инфраструктуры. К этому этапу мы готовились основательно: провели все комплексные проверки, испытания, диагностику. Помимо того, что по всей линейной части мы провели контроль сварочных работ: радиографический, ультразвуковой, еще мы отдельно проверили участки высшей категории – это подводные переходы, пересечения с авто- и железными дорогами, где был осуществлен дополнительный дубль-контроль всех стыков. Пропуск приборов дал нам полную информацию по технологическому состоянию трубы и подтвердил качество работ. Также проверили работу линейного оборудования. При помощи автоматизированных систем управления и телемеханики мы уже имеем возможность автоматически управлять задвижками и контролировать все параметры трубопровода.

– Чем уникален нефтепровод Заполярье – Пурпе?

– Аналогичный трубопровод действует на Аляске. Мы почерпнули оттуда многие вещи. Увидели работу трубопровода на мерзлых грунтах. Четко уяснили необходимость их термостабилизации. В Тюмени эту технологию предлагает компания «Фундаментстройаркос». У них большой опыт по производству термостабилизаторов. Без термостабилизации несущая способность арктических грунтов сводится практически к нулю. При плюсовых температурах они превращаются даже не в болото, а в кашу. К тому же наш трубопровод будет «горячим». Ямальская нефть имеет высокую вязкость, застывает уже при температуре ниже +14 градусов по Цельсию, и для того чтобы прокачать, ее нужно нагреть до +60. Для этого на трубопроводе построены пункты подогрева. На нашей трассе их восемь. А чтобы не допустить растепливания вечномерзлых грунтов, мы поднимаем трубу на опоры над землей и упаковываем ее в теплоизоляцию.

Когда мы в 2011-2012 годах приступали к работам, у нас был экспериментальный участок, где мы опробовали все технологии, необходимые при строительстве трубопровода. Многое приходилось начинать с нуля. Например, не было опор, которые были бы рассчитаны для эксплуатации в арктических условиях с применением термостабилизации. Их разрабатывали в научном институте компании «Транснефть», проводили испытания в реальных условиях. Не было и готовых решений по использованию опор под трубопровод. Когда по трубе идет нефть, трубопровод слегка перемещается. Поэтому нам на этапе строительства надо было учесть эту особенность, чтобы при эксплуатации была обеспечена безопасная работа магистрали. Мы применили три вида опор: неподвижная, которая стабилизирует и держит трубопровод, продольно-подвижная и свободно-подвижная опоры для того, чтобы эксплуатировать трубу в условиях колебания температур. Также через каждые 500 метров наружного нефтепровода установлены компенсаторы.

С применением технологии термостабилизации грунтов были построены и нефтеперекачивающие станции – головная и НПС-2, вдольтрассовые линии электропередачи, мачты связи, камеры приема-пуска средств очистки и диагностики, пункты подогрева нефти.

На экспериментальном участке мы еще и отрабатывали технологию сварки. Сварщики умеют варить внизу, на земле, с применением автоматической сварки. А тут трубу надо строить над землей. Прорабатывали разные варианты: возвращение к ручной сварке – но это потери во времени и качестве, варили трубу секциями и укладывали на опоры, разрабатывали специальные площадки для работы сварщиков на высоте. В итоге пришли к тому, что научились работать на высоте автоматическими комплексами сварки. И теперь, наверное, кроме нас, так никто не умеет.

– Михаил Васильевич, с какими основными трудностями – климатическими, геологическими, инфраструктурными, иными – столкнулись сотрудники Дирекции, строители?

– В чем основная трудность строительства на Ямале? Все грунты льдистые. В любом грунте в лучшем случае 10% льдистости. Бывает и до 40%. Зимой это незаметно. Грунт кладут, трамбуют, что-то на нем строят. Пришла весна, никуда не проехать: весь грунт растаял. Есть еще одно нехорошее свойство такого грунта – минимальная фильтрация. То есть вода сквозь него не проходит. Это, как сметана. И ничего на таком грунте невозможно построить – ни дорог, ни нормальных площадок. Решение заключалось в гидронамывном песке. И это снова проблема, но уже другая. При тех ветрах, что дуют на Ямале, это постоянное выветривание песка. Летишь на вертолете и видишь: тундра покрывается песком. И это вызывает нарекания местных жителей. Песок оседает на ягель. Олени таким ягелем стирают себе зубы. Поэтому не так все просто. Нужно песок чем-то закрепить. Как? Стали применять биоматы, некое подобие рулонного газона.

– Как себя проявили подрядчики, те коллективы, которые были привлечены к строительству трубопровода? Много ли было хлопот, или вы находились в состоянии комфорта?

– Если у вас с подрядчиками полный комфорт, значит, вы что-то не то строите. На самом деле с подрядчиками всегда находишься в дружеской драке: кто кого? Для них заработать, а для тебя – важно сэкономить и соблюсти качество. Качество – это главный приоритет. И строительный контроль у нас осуществляется очень строго и непрерывно. В ОАО «АК «Транснефть» настолько высокий уровень проверки качества, как строительно-монтажных работ, так и поставляемых материалов, что мы не раз выявляли заводской брак трубы. Приходилось возвращать продукцию обратно на завод. Контролем качества проводимых работ мы можем по праву гордиться. Не зря ОАО «АК «Транснефть» объявило 2016 год Годом качества в строительстве.

– Местные производители были задействованы в проекте? Можно ли говорить об их роли в процессе импортозамещения?

– Безусловно. Это «Фундаментстройаркос», завод теплоизоляции труб «Сибпромкомплект». Для челябинского «Конара» наш заказ по производству металлоконструкций был просто подарком судьбы – завод получил дополнительные ресурсы для развития и диверсификации производства. Сегодня на его основе запущен в работу завод по изготовлению магистральных задвижек, а это уже совершенно иной уровень.

– Можно ли сравнить этот проект по сложности проектирования, условиям строительства и будущей эксплуатации с таким проектом как трубопроводная система Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО)?

– На ВСТО я руководил строительством участка от 1941-го км (река Туолба) до Сковородино. Там дорог не было вообще, но все равно я понимал, что нахожусь на материке. А на Ямале иначе – во все стороны белая молочная пустота, теряешься в реальности. Безусловно, магистраль Заполярье – Пурпе сложнее и в плане строительства, и в плане эксплуатации. Это однозначно. Уже сам состав транспортируемой нефти ставит перед нефтепроводчиками серьезные задачи и возлагает на них очень большую ответственность.

– Михаил Васильевич, с какими ожиданиями вы начинали этот проект? Многое ли для себя почерпнули, участвуя в его реализации?

– В конце 2011 года мы только закончили строительство магистрального нефтепровода Пурпе – Самотлор. Не успели еще омыть грязь с сапог, и уже приступили к строительству магистрали Заполярье – Пурпе. Было сложно. Многому пришлось учиться. Были сомнения, переживания. Но мы с самого начала твердо знали, что мы построим магистраль в установленные Правительством Российской Федерации сроки. Пришлось разрабатывать и тестировать новые технологии строительства, в том числе по забивке свай. Поначалу в сутки забивали по 4-5 свай и радовались. А потом посчитали и увидели: если работать такими темпами, то магистраль будут достраивать уже наши внуки. Но мы быстро научились, и уже спустя несколько месяцев вышли на суточный шаг в 150 свай. Научились варить трубу автоматическими комплексами на высоте. Научились строить нефтяные резервуары на свайном основании высотой почти два метра над уровнем земли. Мы многому научились при реализации этого проекта, еще больше опыта, наверное, получили и наши подрядные организации.

– Как сейчас вы можете оценить реализованный объем работы?

– Когда вещь сделана качественно, она всегда смотрится красиво. Я как строитель, глядя на объект, сразу могу определить, как он построен: хорошо или плохо. Наша магистраль еще не введена в строй, но уже сейчас видно, что построена с должным качеством. Уже скоро, в четвертом квартале 2016 года, когда нефтепровод будет запущен в эксплуатацию, мы увидим результаты нашей пятилетней работы в реальных условиях.

Радослав ВАСИЛЬЕВ

АО «Транснефть–Сибирь» завершает строительство арктических объектов магистрального нефтепровода Заполярье – ​Пурпе.

Метет поземка. Позади – ​Новый Уренгой. Впереди – ​более 200 километров на микроавтобусе по дороге из бетонных плит, проложенных через тундру, в Заполярье. Навстречу и вслед за нами несутся большегрузные КамАЗы, МАЗы, «Уралы». Ловлю себя на мысли: на Севере не просто тяжело жить (морозы и ветра), но и работать.

Пересекаем реку Пур, затем – ​границу оленеводческих вотчин – ​Пуровского и Тазовского районов. По обеим сторонам чернеют редкие малорослые лиственницы. Немного жутко. На этой древней земле живут совсем другие духи – ​духи тундры. У них свои повадки, свой язык. И горе тому, кто не слышит их голосов…

Большая часть Тазовского района располагается на Гыданском полуострове. Часть населения является кочевниками и живет вне населённых пунктов. Кстати, снег здесь лежит вплоть до июня. Затем тундра понемногу начинает оживать. Появляется гнус. Пара месяцев, а там недалеко и до новых заморозков.

Первое поселение в Тазовском районе, основанное в 1601 году на берегу реки Таз, названо Мангазея. В 80-х годах прошлого века неподалеку была открыта группа Мессояхских нефтяных месторождений, самых северных в России, находящихся на суше. Свое название они получили благодаря реке Мессояха. Подготовка к разработке месторождений началась в 2010 году. В октябре 2012 года в рамках опытно-промышленных работ была получена первая нефть с Восточно-Мессояхского нефтегазоконденсатного месторождения.

В 2013 году сформирована концепция разработки месторождений, спроектированы ключевые инфраструктурные объекты. Нефть будет поступать в магистральную нефтепроводную систему «Заполярье – ​Пурпе». Предполагается, что промышленная добыча на Восточно-Мессояхском месторождении начнется уже в этом году.

Среди метелей и болот

Нефтепровод «Заполярье – ​Пурпе» не выглядит как натянутая нитка, он то уходит под землю, то под воду. Нефть с головной нефтеперекачивающей станции № 1 «Заполярье» (ГНПС‑1) будет поступать по линейной части на промежуточную НПС № 2 «Ямал», далее – ​на действующую линейную производственно-диспетчерскую станцию «Пур-Пе».

На НПС № 2 построено 10 резервуаров для хранения нефти, каждый из которых номинальным объемом 20 тысяч кубометров. В них будет содержаться двух-трехсуточный запас нефти на случай остановки трубопровода. Главный момент: нефть транспортируется при температуре до +60 градусов, поэтому на трубопроводе стоят пункты подогрева. В условиях сверхнизких температур необходимо поддержать рабочую температуру внутри резервуаров, поэтому они также утеплены. Теплоизолирован сам трубопровод. Раньше такого опыта по теплоизоляции резервуаров, по установке термостабилизирующих устройств не было.

Из бесед со специалистами АО «Транснефть–Сибирь» стало ясно, что при строительстве арктических объектов были использованы специальные технологии, сокращающие воздействие на окружающую среду. Так, методом наклонно-направленного бурения был построен самый северный в России подводный переход нефтепровода через реку Таз. Это позволило сохранить нетронутым природный ландшафт реки, максимально сократить техногенное воздействие на местные флору и фауну. Для минимизации воздействия на окружающую среду в местах миграции оленей нефтепровод был оборудован специальными проходами для животных. Для сохранения слоев многолетней мерзлоты применялась надземная прокладка трубопровода с системой термостабилизации опор.

На территории НПС‑2 «Ямал» расположены магистральная и подпорная насосные, операторная, автономная дизель-электрическая станция, резервуарный парк, блок фильтров-грязеуловителей, блок предохранительных клапанов, станция пожаротушения и станция биологической очистки вод. Это основные объекты станции, и все они стоят на сваях. Подрядная организация заканчивает строительство пожарного депо, автозаправочной станции. Что касается отличий НПС‑2 «Ямал» от других станций, то она может осуществлять внутрипарковую перекачку нефти, работать в реверсном режиме.

Основные специалисты на НПС‑2 «Ямал» – ​энергетики, киповцы, механики, машинисты, электромонтеры, операторы НППС, линейные трубопроводчики. Станция готовится к сдаче летом 2016 года. Вахтовый режим предполагает 30-дневную смену. Работники размещаются по два человека в комнате в жилищно-бытовом комплексе, где располагаются столовая и прачечная. На станции для персонала будут построены спортзал, сауна.

Управление всеми объектами станции и линейной части, закрепленной за НПС‑2, ведется из операторной. Все сигналы, данные телеметрии по контролю технологического процесса перекачки нефти и работы оборудования в скором времени будут приходить именно сюда.

Задор и молодость

Начальник участка обслуживания АДЭС (автономной дизельной электрической станции) Павел Голобоков закончил в 2007 году Тюменский государственный нефтегазовый университет, получил специальность «проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ». Начал трудовую деятельность на Тюменском моторном заводе, на участке капитального ремонта газотурбинных двигателей. Затем перешел на электрическую станцию. Отработал на ней четыре года. А после устроился в систему АО «Транснефть–Сибирь», непосредственно в дирекцию по строительству нефтепровода «Заполярье – ​Пурпе». Проработал три года, и вот теперь логическое продолжение – ​возглавил участок обслуживания АДЭС.

Надежное электроснабжение объектов НПС‑2 не должно зависеть от погодных и иных условий. Поэтому было принято решение о строительстве своей автономной дизельной электростанции. Каждый мотор АДЭС имеет мощность 505,3 мегаватта. Всего их шесть. Задействованы будут четыре двигателя, пятый – ​в резерве, шестой – ​на техобслуживании. Этой мощности будет достаточно для снабжения энергией и станции, и самого нефтепровода. Работать АДЭС будет на собственной нефти.

– На НПС‑2 я с декабря прошлого года, – ​отметил Павел Голобоков. – ​Но уже вижу, что весь коллектив и подрядчики нацелены на результат, на запуск объекта. Сейчас на НПС‑2 одновременно идут строительные и пусконаладочные работы. Руководством утверждена программа комплексного опробования, в рамках которой мы будем запускать все дизель-генераторы, испытывать их в действии.

Испытания пройдут и в магистральной насосной. В пусконаладке будут участвовать представители заводов-поставщиков, механики, энергетики, киповцы.

Дмитрий Митович, инженер КИПиА участка обслуживания АДЭС НПС‑2, закончил Омский государственный технический университет по специальности «инженер автоматизации технологических процессов производств». До НПС‑2 «Ямал» трудился в Ленском районном нефтепроводном управлении АО «Транснефть–Восток», на НПС‑12, что в Якутии.

– Там было аналогичное оборудование, отличия незначительны. Поэтому можно сказать, что для меня весь этот комплекс – ​привычное место работы, – ​рассказал он. – ​С этим оборудованием я уже знаком, в данной должности работаю около двух лет. И думаю, что трудностей в его обслуживании у меня не возникнет.

– Дмитрий, а как попали на Ямал?

– Сюда приехал по приглашению. Узнал, что на севере вводится в строй новая станция, подал резюме, и меня пригласили. Кстати, по климату регионы не сильно отличаются. Разница в часовых поясах. Но этот порог очень быстро преодолевается. Поэтому особых трудностей в плане акклиматизации не было. Работа мне нравится, условия устраивают, вокруг хорошие специалисты, парни все молодые, активные, так что на НПС‑2 «Ямал» работать можно и нужно.
По словам Митовича, сейчас на объекте проводится работа по подготовке к пробному запуску трех дизель-генераторных агрегатов. А всего их шесть. Первые три уже опробованы. По основному процессу выработки электро­энергии готовность оборудования будет достигнута в ближайшее время. По автоматике объект уже практически готов к эксплуатации. На строительстве АДЭС трудятся около 200 специалистов.

Сердце станции

Редко где можно увидеть столько металла, металлоконструкций. Только на возведение эстакад НПС ушло порядка 400 тысяч тонн металла. Плюс сваи, их 18 тысяч, плюс резервуары. Сердце станции – ​магистральная насосная. В ней находятся четыре агрегата, которые способны перекачивать с месторождений Мессояха и Пякяхинское до 1800 кубометров нефти в час. Если на Гыданском полуострове будут вводиться в строй новые месторождения, то на НПС‑2 «Ямал» легко смогут увеличить производительность перекачки нефти до 3000-3500 кубометров.

Начальник участка обслуживания механо-технологического оборудования НПС‑2 Олег Иконников трудится на станции с марта 2014 года. Месяц в Заполярье, месяц дома, в Тюмени. И каждый раз, выезжая на вахту, видит, как станция меняется, благодаря строителям приобретает новые, более четкие очертания.

– В моем ведении все технологическое оборудование: магистральные и подпорные насосы, канализация, водоснабжение, вентиляция. Учился я в Тюменском государственном нефтегазовом университете, по профилю. Диплом получил в 2008 году, – ​поделился руководитель.

– Олег, вы все тут такие молодые, но при этом на ваших плечах такая огромная ответственность. Не страшно?

– Нисколько! На самом деле, все очень интересно. Я никогда не был на Севере, в Заполярье, и у меня это первый опыт. До этого я трудился в АО «Транснефть–Восток». НПС‑2 «Ямал», в отличие от той, где я работал, находится на многолетних мерзлых грунтах, и у нас все здания, все оборудование, все резервуары и трубопроводы стоят на сваях. Основное – ​это запустить станцию в работу, а в дальнейшем – ​безаварийно ее эксплуатировать, набираться опыта.

К слову, площадь станции около 67 га. Вокруг и на линейной части были замечены рыжая лиса, песцы, олени.

– Было бы интересно побывать на стойбище, посмотреть, как живут местные жители, – ​поделился Олег Иконников. – ​Мы-то тут временно, а они всю жизнь посвящают тундре, оленеводству. Как им это удается, непонятно.

По словам Иконникова, несмотря на кризисы, падение цен на нефть, компания АО «Транснефть–Сибирь» уверенно идет вперед. У всех работников достойный социальный пакет, куда входят медобслуживание, санаторно-курортные путевки, оплата дороги к месту отпуска и другое.

У Павла Голобокова подрастают две дочки, у Олега Иконникова – ​трехмесячный сын. И ради их будущего, а также будущего нашей огромной страны, все эти трудовые вахты и полярные ночи, 40-50-градусные морозы и ледяное дыхание ямальской тундры.

На снимках: вид на магистральную насосную НПС-2 «Ямал»; начальники участков Павел Голобоков и Олег Иконников; идет настройка оборудования АДЭС; резервуарный парк НПС-2 «Ямал».

Радослав ВАСИЛЬЕВ, Олег БЕЛЯЕВ /фото/

Тюмень – ​Новый Уренгой – ​Тазовский –Тюмень.

18 января 2017 года введен в эксплуатацию магистральный нефтепровод Заполярье - Пурпе. Запуск нового нефтепровода произвел Президент Российской Федерации Владимир Путин в режиме видеоконференции из г. Москвы.

О готовности объектов нефтепровода Заполярье - Пурпе к эксплуатации из насосного зала головной нефтеперекачивающей станции «Заполярье» (ЯНАО) по видеосвязи доложил генеральный директор АО «Транснефть - Сибирь» Виктор Бронников.

Нефтепровод Заполярье - Пурпе протяженностью 488 км и мощностью до 45 млн тонн в год является частью трубопроводной системы Заполярье - Пурпе - Самотлор. Ввод нового объекта позволит поставлять нефть новых месторождений севера Красноярского края и Ямало-Ненецкого автономного округа на нефтеперерабатывающие заводы России, а также на экспорт. В настоящее время общая протяженность трубопроводной системы Заполярье - Пурпе - Самотлор, проходящей по территории двух субъектов РФ: Ямало-Ненецкому и Ханты-Мансийскому автономным округам, составляет почти 1 тыс. километров.

Нефтепровод Заполярье - Пурпе - уникальный проект, при реализации которого были использованы новейшие методы строительства и инновационные технологии. При проектировании трубопровода, учитывая условия транспортировки нефти и сложные инженерно-геологические условия местности, были определены два способа прокладки: подземный и надземный. Ранее ПАО «Транснефть» не применяла надземный метод строительства нефтяных магистралей в подобных условиях.

Первый стык магистрали Заполярье - Пурпе был сварен в марте 2012 года. Строительство нефтепровода велось в крайне сложных природно-климатических условиях. Успешное завершение строительства в столь короткие сроки стало возможным благодаря участию более 8 тыс. рабочих, было задействовано свыше 1,5 тыс. единиц тяжелой техники.

В числе объектов нефтепровода были возведены две новые нефтеперекачивающие станции - головная НПС «Заполярье», промежуточная НПС «Ямал». Проведены работы по расширению действующей линейной производственно-диспетчерской станции «Пур-Пе», построены восемь пунктов подогрева нефти, производственная площадка в пос. Коротчаево и здание аппарат управления Уренгойского управления магистральных нефтепроводов. Все объекты оснащены передовым оборудованием российского производства.

ПАО «Транснефть» в рамках реализации проекта «Трубопроводная система Заполярье - Пурпе» проводит масштабную работу по развитию сети социальной инфраструктуры территорий Крайнего Севера. В рамках проекта организованы новые рабочие места, построены жилые дома, детский сад, спортивный комплекс, новые дороги, современные инженерные сети, мостовые переходы.

Компания «Мессояханефтегаз» - СП «Газпром нефти» и «Роснефти» - ввела в эксплуатацию первую очередь Восточно-Мессояхского нефтегазоконденсатного месторождения - самого северного нефтяного континентального месторождения России. Это еще один актив, освоение которого несколько десятилетий откладывалось из-за отсутствия инженерной и транспортной инфраструктуры в регионе и который должен стать важной частью новой нефтяной провинции страны на севере ЯНАО. Для «Газпром нефти» Мессояха - один из самых высокотехнологичных активов, разработка которого без применения инноваций была бы невозможна

То, что на заполярных сибирских территориях нефть есть, более того, что ее там много, ученые доказали еще в середине прошлого века. Но долгое время подступиться к этим запасам не получалось. Проблема заключалась даже не в отсутствии технологий, необходимых для эффективной добычи северной нефти. Самое главное - не существовало способов транспортировки сырья до потребителя: в тундре не было ни автомобильных, ни железных дорог, ни тем более трубопроводов. Строительство транспортных коммуникаций с нуля - дело очень дорогое, поэтому разработку нефтяных арктических месторождений отложили на будущее, ограничившись лишь их разведкой. Благо наличие богатых и более доступных западносибирских залежей, расположенных южнее, позволяло не торопиться покорять север.

Торжественный ввод в эксплуатацию
Восточно-Мессояхского месторождения
состоялся 21 сентября 2016 года

Команду на начало отгрузки нефти Восточно-Мессояхского месторождения дал по видеосвязи президент Российской Федерации Владимир Путин.

В мероприятии приняли участие председатель правления ПАО «Газпром» Алексей Миллер, председатель правления ПАО «Газпром нефть» Александр Дюков и главный исполнительный директор ПАО «НК «Роснефть» Игорь Сечин.

Час для заполярных месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа пробил с началом нового тысячелетия, когда объем добычи на западносибирских промыслах, разработка которых началась в 1970–80-х гг., стал неуклонно сокращаться. Для Новопортовского месторождения, легкая, малосернистая нефть которого востребована у европейских потребителей, в «Газпром нефти» разработали уникальную схему транспортировки сырья по Северному морскому пути танкерами в сопровождении атомных ледоколов. Реализация проекта «Мессояха» началась с решения правительства о строительстве ветки нефтепровода Заполярье - Пурпе - части магистральной нефтепроводной сети «Транснефти».

Ловушки с сюрпризом

Первое из группы Мессояхских месторождений - Западно-Мессояхское газонефтяное - было открыто в 1983 году, второе - Восточно-Мессояхское нефтегазоконденсатное - в 1985-м.Из-за непростого строения пластов формирование геологических моделей активов стало делом достаточно сложным. Первые разведочные скважины вообще оказались сухими. Но и позднее, когда геологам уже удалось разобраться в сущности сеноманских горизонтов, к которым приурочена основная нефтеносность Мессояхи, когда уже были получены промышленные притоки, оценка реального объема запасов месторождений постоянно менялась. В итоге специалисты «Газпром нефти» остановились на показателе в 473 млн тонн извлекаемых запасов нефти и газового конденсата по категориям С1и С2.

Мессояхская группа месторождений

Формируется Восточно-Мессояским нефтегазоконденсатным и Западно-Мессояхским газо-нефтяным месторождениями. Это самые северные из разрабатываемых нефтяных материковых месторождений России. Расположены на Гыданском полуострове, в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, в 340 км к северу от Нового Уренгоя. Ближайший населенный пункт - пос. Тазовский (150 км). Извлекаемые геологические запасы Мессояхской группы месторождений - 473 млн тонн нефти и газового конденсата, а также 188 млрд кубометров газа. 70 % запасов нефти - тяжелая, высоковязкая, смолистая, с низким содержанием светлых фракций.

Лицензией на разведку и разработку владеет АО «Мессояханефтегаз» - совместное предприятие ПАО «Газпром нефть» и ПАО «НК «Роснефть» (50 / 50). Операционное управление предприятием «Мессояханефтегаз» осуществляет «Газпром нефть». Инвестиции в проект в 2010–2016-х годах - 85 млрд рублей, до 2040 года (прогнозные) - 256 млрд рублей.

Как и у большинства других месторождений севера ЯНАО, нефтяные запасы Мессояхских залежей скрываются под мощной газовой шапкой. У Восточно-Мессояхского она меньше, а газовый фактор Западной Мессояхи, согласно результатам последних исследований, даже серьезнее, чем ожидалось.

Не обошлось без сюрпризов и при детальном исследовании нефтяных оторочек. Изначально запасы Восточной Мессояхи разработчики рассматривали как единый объект, состоящий из трех пачек - пласт ПК-1-3. Однако это представление оказалось ошибочным: пачки гидродинамически не связаны. «Нижний циклит* - это палеорусла рек, сформированные крупнозернистым песчаником. Он обладает хорошими коллекторскими свойствами и, соответственно, высоким потенциалом добычи: запускные дебиты скважин варьируются от 150 до 400 тонн в сутки, - говорит главный геолог „Мессояханефтегаза“ Евгений Загребельный. - У вышележащих циклитов генезис иной - это пойменные фракции, изолированные геологические тела с более низкими коллекторскими свойствами и потенциалом добычи». Изменение представления о геологии месторождения привело к пересмотру планов бурения, корректировке в части создания инфраструктуры.

А вот другой фактор, который изначально рассматривался как осложняющий разработку, - свойства нефти - остался в списке неподтвердившихся рисков. «Мессояхская нефть вязкая и холодная, пластовая температура порядка 16 °C, - рассказал заместитель генерального директора по перспективному планированию „Мессояханефтегаза“ Александр Бодрягин. - Первые притоки были в виде желе, цвета и консистенции вареной сгущенки. Это рождало опасение, что вязкость принесет достаточно большие проблемы, бороться с которыми придется с помощью специальных технологий, однако лабораторные исследования и расчеты показали, что больших сложностей повышенная вязкость нефти не вызовет».

Так и оказалось, поэтому на Мессояхе применяются в основном стандартные технологии добычи, подготовки и транспортировки нефти. Более того, в проект напорного трубопровода, соединяющего месторождение с транспортной системой «Транснефти», даже не пришлось закладывать возможность обогрева. Нефть просто разогревается до 55 °C на выходе с центрального пункта сбора (ЦПС) и не замерзает за счет теплоизоляции трубопровода и его большого диаметра (530 мм). Расчеты показали, что даже после остановки месторождения на трое суток насосы справятся с перекачкой сырья по 98-километровой трубе.

Обогреваемыми на Мессояхе сделаны отдельные участки внутрипромысловых трубопроводов - зимой температура на Гыдане нередко достигает отметки 50–60 °C ниже нуля, и в трубах малого диаметра, да еще в начале добычи, когда давление в транспортной линии ниже проектного, сложности действительно возникнуть могут. Собственно, именно климатические условия и стали главным вызовом проекта «Мессояха».

Трудная дорога в тундру

Вадим Яковлев,
первый заместитель генерального директора «Газпром нефти»:

Освоение Восточно-Мессояхского месторождения стало возможным благодаря применению самых современных технологий в геологическом моделированиии бурении. В частности, на Восточной Мессояхе впервые в компании успешно применена технология fishbone: построены высокотехнологичные скважины с множественными ответвлениями. Это позволило увеличить стартовый дебит нефти.

Крайне важно также, что, несмотря на сложные условия реализации, проект отвечает самыми высоким требованиям промышленной безопасности и охраны окружающей среды. Все подготовительные работы на месторождении проводились в зимний период, чтобы избежать влияния на чувствительную экосистему полуострова Гыдан.

Заполярная тундра - это край вечной мерзлоты. Значит, вся инфраструктура должна строиться на поверхности земли, так как растепление вечномерзлых грунтов грозит их просадками, обвалами и в итоге - серьезными авариями. Одна только забивка свайных полей заняла почти полтора года. Но дело не только в самих сроках строительства. Ведь все материалы требовалось доставить по территории, где стационарных дорог нет. А масштабы грузопотока впечатляющие. В 2014 году на месторождение доставили 32 тыс. тонн грузов, в 2015‑м - 176 тыс. тонн, в 2016‑м - уже 215 тыс. тонн. Например, для строительства Центрального пункта сбора нефти (ЦПС) потребовалось 25 тыс. свай, 8 тыс. тонн металлоконструкций, 112 км трубопроводов и 1,2 тыс. км кабелей. Приемосдаточный пункт (ПСП) - 11 тыс. свай, газотурбинная электростанция (ГТЭС) - 6 тыс. свай и тоже трубы, кабели, металлоконструкции. И это только ключевые объекты инфраструктуры. Доставка такого количества материалов и оборудования потребовала организации логистики высокого уровня. В ее основе - зимние дороги, время действия которых в связи с глобальным потеплением становится все короче.

В первые два года работы на Мессояхе зимники действовали с января по апрель с перерывами на метели, которых в этих широтах бывает немало. Эти окна удалось расширить за счет оптимизации процесса строительства зимников. «В 2013 и 2014 годах мы ждали, когда замерзнут реки, и только после этого посылали технику на строительство, - пояснил заместитель генерального директора „Мессояханефтегаза“ по закупкам Александр Упоров. - За это время снежный покров достигал метра и более, приходилось уплотнять его для проливки, но при глубоком снеге это невозможно. В 2015 году мы ушли от технологии последовательного строительства в пользу одновременного ведения работ сразу в нескольких направлениях. Сейчас технику мы оставляем на берегахрек, как только выпадает снег, сразу начинаем его уплотнять и проливать, а когда реки замерзают, соединяем участки намороженными ледовыми переправами».

Восточно-Мессояхское месторождение - самое северное из разрабатываемых нефтяных залежей в России

Казалось бы, простое решение, но именно оно позволило за два года практически на порядок увеличить объем перевозок. Еще один инструмент оптимизации времени и затрат на доставку - создание базы промежуточного накопления. Сюда завозили грузы по основному пути транспортировки стройматериалов в короткоеарктическое лето: водному маршруту Обь - Обская губа - Тазовская губа - река Таз. Особая глава в истории освоения Мессояхи - строительство напорного нефтепровода от месторождения до системы «Транснефти». При его проектировании требовалось учесть не только суровые климатические условия, но и сложный рельеф, связанный с наличием большого количества рек и ручьев, а кроме того - влияние проекта на жизнь коренного населения и на окружающую среду.

Мессояха на карте

«Мы изначально ставили перед собой задачу минимизировать воздействие на окружающую среду Заполярья, - отметил руководитель проекта строительства приемо-сдаточного пункта и напорного нефтепровода „Мессояханефтегаза“ 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, а также угодья для выпаса оленей».

Нефтепровод Заполярье - Пурпе

Часть трубопроводной системы «Транснефти» Заполярье - Пурпе - Самотлор - самой северной нефтяной магистрали в России. 25 октября 2011 года в эксплуатацию запущен первый участок от НПС «Пурпе» до ЛПДС «Самотлор» протяженностью 430 км. Северный участок трубопровода - от Заполярья до НПС «Пурпе» - строился с 2012 по 2016 годы.

Трасса магистрального нефтепровода Заполярье - Пурпе связывает месторождения Ямала с нефтепроводом Восточная Сибирь - Тихий океан. Проходит по территории Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов. Общая протяженность - 488 км, производительность - 45 млн тонн в год. Реализация проекта «Заполярье - Пурпе» оценивается в 112 млрд рублей: 30% этой суммы - собственные вложения «Транснефти», остальные обеспечены за счет привлечения инвесторов и кредитов.

Кроме того, проект строительства нефтепровода предусматривал сооружение специальных переходов: надземные были установлены на пути миграции оленьих стад, а подземные, самые северные в России, выполнили методом наклонно-направленного бурения под руслами рек Мудуйяха и Индикъяха для сохранения экосистемы арктических водоемов.

Для повышения надежности трубопровода в процессе его строительства применялись самые прогрессивные технологии. Например, впервые в компании использовались автоматическая и полуавтоматическая сварка, а уже готовая нитка оборудована системами обнаружения утечек и контроля коррозии.

Необходимая эффективность добычи мессояхской нефти также обеспечивается за счет современных технологий. Которые, впрочем, стали для «Газпром нефти» уже вполне привычными.

Технологии роста

Все скважины, которые строятся на Восточно-Мессояхском месторождении, имеют горизонтальные окончания. Рассчитанная оптимальная длина горизонтального участка для всех пачек - 1000 м. «Для достижения ключевых показателей эффективности проекта на целевом объекте разработки - пласте ПК-1-3 - применена плотная схема размещения горизонтальных скважин. Более полному раскрытию потенциала пласта способствует строительство скважин по технологии fishbone - с сетью боковых открытых стволов, - рассказал главный геолог „Мессояханефтегаза“ Евгений Загребельный. - Для нижележащих объектов планируется к применению технология мультистадийного гидроразрыва пласта».

Эксплуатируется фонд (как и практически на всех других месторождениях компании) установками погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН), которые вполне справляются с повышенной вязкостью нефти.

До окончания 2016 года предполагается выйти на показатель около 6 тыс. тонн добычи в сутки. К 2018 году скважины должны давать на Восточно-Мессояхском около 4 млн тонн годовой добычи. Однако, по оценкам разработчиков, опирающихся на последние геологические данные, это не предельный показатель. «Дебиты скважин с учетом применения новых технологий, темпов ввода месторождения позволяют строить более амбициозные планы, выходить на пиковую добычу до 5,6 млн тонн нефти планируется в 2020 году. Это потребует строительства второй очереди инфраструктуры месторождения», - подчеркивает генеральный директор «Мессояханефтегаз» Айдар Сарваров.

Денис Сугаипов,
руководитель дирекции по крупным проектам блока разведки и добычи «Газпром нефти», генеральный директор «Газпромнефть-Развития»:

Опыт освоения Восточно-Мессояхского месторождения уникален: в России, да и в мире, таких проектов единицы. Хочу поблагодарить за труд команду «Мессояханефтегаза», руководителей и работников подрядных организаций. В пиковые моменты на промысле работало до 7,5 тыс. человек. «Мессояха» как крупный проект не заканчивается с переходом на этап промышленной эксплуатации. Нам еще предстоит найти ключи к разработке вторых фаз месторождений, краевых зон, глубоких пластов. У геологов и буровиков впереди большая работа: нужно детально изучить пласты, подобрать оптимальные технологии, чтобы проект был высокоэффективным. Для всех нас это вопрос репутации.

* Циклиты - закономерные сочетания слоев осадочных пород, вызванные циклической сменой условий их образования.

Нефтепровод «Пурпе-Самотлор»

Первый шов нефтепровода «Пурпе-Самотлор» был сварен 11 марта 2010 г., а уже 25 октября 2011 г. на торжественной церемонии в Ноябрьске нефтепровод был запущен в эксплуатацию. Трасса протяжённостью 430 км. и мощностью 25 млн. тонн в год с возможностью последующего расширения до 50 млн. является частью трубопроводной системы «Заполярье-Пурпе-Самотлор». Нефтепровод соединил грузопотоки нефти с месторождений средней части Пуровского района Ямала с нефтеперерабатывающими заводами России. Инвестиции компании Транснефть составили около 55 млрд руб. Чуть меньше половины трассы проходит в пределах Пуровского района начинаясь в Пурпе и заканчиваясь в Ноябрьске. На нефтепроводе последовательно построены три НПС: НПС «Пурпе», НПС «Вынгапуровская» (г.Ноябрьск), НПС «Самотлор» (г.Нижневартовск).

Нефтепровод «Заполярье-Пурпе»

«Заполярье — Пурпе — Самотлор» — самый северный российский нефтепровод длиной около 900 км. Это кратчайший маршрут, связывающий месторождения севера Красноярского края и Ямала с нефтеперерабатывающими заводами России и мировыми рынками в направлении Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО).

Магистральный нефтепровод «Заполярье-Пурпе» является вторым этапом проекта. Его мощность 45 млн. тонн в год, протяженность 488 км, реализуется он в несколько этапов с юга на север:

I очередь — участок от г.Тарко-Сале до п.Пурпе;

II очередь-участок от п. Новозаполярный до г.Тарко-Сале;

III очередь-участок от ГНПС «Заполярье» до п. Новозаполярный.

Завершение строительства намечено на 2016 год. После ввода нефтепровода в эксплуатацию на территории ЯНАО появится свыше тысячи новых рабочих мест.

Объекты нефтепровода сконцентрировали в себе все передовые достижения науки в области трубопроводного транспорта нефти. При строительстве использованы новейшие технологические и технические решения, современное оборудование, качественные комплектующие материалы и техника. Новая магистраль призвана обеспечить надёжный, эффективный, экономически и экологически оправданный в условиях северных широт и многолетнемёрзлых грунтов транспорт углеводородного сырья с минимальным влиянием на местную природную среду: реализуется эстакадное строительство, на оленьих тропах предусмотрены пропуски.

Самая главная сложность проекта в том, что труба проходит по вечной мерзлоте. Поэтому большая часть нефтепровода впервые в практике «Транснефти» проложена не традиционным подземным способом, а над землей — на специальных опорах. Таким образом исключается воздействие тепла от трубы, на НПС нефть подогревают до 60 ° С, на вечномерзлые грунты.

Строительство участков первой и второй очереди было завершено в 2013 и 2014 годах. Зимой 2014-15гг. главные силы были сосредоточены на строительстве линейной части третьей очереди строительства. Это 151 км магистрали от ГНПС № 1 «Заполярье» до НПС № 2 «Коротчаево». Туда были стянуты сварочные колонны, буровые установки, трубоукладчики и значительная часть строителей. Вся труба на этом участке, за исключением поймы реки Таз, идёт над землей.

Сварка линейной части всей трубопроводной системы завершена в полном объёме. На ГНПС N 1 «Заполярье» завершился монтаж всех восьми резервуаров для хранения нефти — объёмом 20 тыс. куб. м каждый.

Тем временем на южных отрезках магистрали тоже идут работы. На участке второй очереди завершено строительство вдольтрассовой воздушной линии электропередачи, монтаж волоконно-оптической линии связи.

На строительстве южных участков северная специфика тоже давала о себе знать. Первая очередь — это 134 км нефтепровода, из которых примерно половина идёт под землей, а другая половина — над ней, ведь севернее п.Пурпе уже встречаются островки мёрзлого и талого грунта.

На пути трубопровода пуровская тайга постепенно сменяется тазовской тундрой.

Одними из самых сложных этапов строительства стали подводные переходы через р.Пурпе и судоходные реки Пур и Таз. Например, в пойме Таза находится много стариц, озёр и мелких речушек, которые весной разливаются вместе с самой рекой на много километров. Поэтому полная протяжённость перехода, измеряемая расстоянием между береговыми задвижками, составила 27 км. На всём этом участке труба идёт под землёй.

Инвестпроект по строительству нефтепровода предусматривает возведение объектов, в том числе социальной и транспортной инфраструктуры. Главным из них является строительство моста через реку Пур между Коротчаево и Уренгоем. Открытие моста станет новой страницей и в истории Тазовского района, иначе объекты нефтепровода, месторождения и посёлки района будут по прежнему отрезаны от основных транспортных потоков строптивым Пуром.

Отдельного внимания заслуживает нефтеперекачивающая станция «Пурпе» , расположенная недалеко от одноимённого посёлка. До начала реализации инвестиционного проекта «Заполярье-Пурпе-Самотлор» она была небольшой станцией на задворках Ноябрьского управления магистральных нефтепроводов. Станция, введённая в эксплуатацию в 1994 г., сегодня находится в постоянном развитии. В рамках реализации инвестиционного проекта НПС была значительно расширена, возведены десятки объектов. В несколько раз увеличился резервуарный парк станции. Так, к существующим двум резервуарам для хранения нефти объёмом по 20 тысяч м 3 каждый добавилось ещё пять, а также два РВС-5000 м 3 . В итоге суммарный объём резервуарного парка составляет 150 тысяч кубометров.

В рамках строительства возведена вторая нефтеперекачивающая станция с пунктом подогрева нефти. Он предназначен для подогрева нефти до определённой температуры. Лишь после этого углеводородное сырьё будет подаваться на НПС-3, строительство которой ведётся в трёх километрах от действующей площадки.

Сегодня НПС «Пурпе» это современная, стремительно развивающаяся ЛПДС. Она пока ещё является самой северной нефтеперекачивающей станцией ОАО «Сибнефтепровод». Но уже совсем скоро заработают магистральные и подпорные насосы двух НПС: НПС «Коротчаево» и головной нефтеперекачивающей станции (ГНПС) № 1 «Заполярье» расположенных за полярным кругом.

Продуктопровод «Пуровский ЗПК-Ноябрьск-Пыть-Ях-Тобольск»

Строительство продуктопровода стартовало в 2012 г. на Ноябрьской наливной железнодорожной эстакаде, именно тогда прошёл торжественный стык труб в рамках намечаемого строительства.

Протяжённость продуктопровода составляет 1100 километров, инвестиции 63 млрд. рублей. Пропускная способность продуктопровода на участке от Пуровского ЗПК до наливной эстакады в Ноябрьске составляет 4 млн.т. в год, на участке от Ноябрьска до Пыть-Яха — около 5,5 млн.т. в год, а на участке Пыть-Ях-Тобольск — 8 млн.т. в год. Помимо этого, новый продуктопровод дублируется ранее существующими сетями Ямала и Югры. Его ввод позволил компании полностью отказаться от использования сетей Газпрома при транспортировке ШФЛУ, продукта переработки ПНГ. Завершение проекта состоялось в августе 2014 г. в Тобольске.

Газопровод «Бованенково-Ухта»

Решение о строительстве газопровода длиной 1100 км. и производительностью 140 млрд. м³ для транспортировки газа с Бованенковского и других месторождений полуострова Ямал было принято в октябре 2006 года, строительство начато в августе 2008 года. Первая очередь (первая нитка газопровода) введена в строй в октябре 2012 г. Полностью завершить строительство системы магистральных газопроводов планируется в 2016 году.

Нефтеналивной терминал «Мыс Каменный»

В сентябре 2015 г. «Газпром нефть» завершила монтаж конструкции наливного терминала в акватории Обской губы в районе п.Мыс Каменный на полуострове Ямал. Терминал предназначен для круглогодичной погрузки в танкеры нефти Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения. Для обеспечения работы Арктического терминала на берегу Обской губы построена сопутствующая инфраструктура для отгрузки нефти: подводный и сухопутный нефтепроводы длиной более 10,5 км, резервуарный парк, насосные станции Общая высота термилала превышает 80 м, а максимальная мощность по перевалке сырья составит более 8,5 млн тонн в год.

Северный оптический поток

Северный оптический поток — это магистральная линия связи, протянувшаяся на 3,5 тысячи километров от Екатеринбурга через Нягань, Ханты-Мансийск, Сургут, Ноябрьск, Новый Уренгой к Салехарду, её стоимость составила более 10 млрд. рублей. Общая протяженность оптических линий связи, функционирующих в системе Северного оптического потока — 14699 км. Более 3,5 миллионов абонентов получают услуги связи благодаря Северному оптическому потоку.

Строителям линии приходилось работать и в тайге, и на заболоченной местности, в экстремальных природных условиях Крайнего Севера. Особую сложность представляло строительство линии в условиях вечной мерзлоты. Строители магистрали преодолели сотни природных и рукотворных препятствий: 347 больших и малых рек, 793 автодороги, 79 железнодорожных магистралей, 657 нефте- и газопроводов. Строительство велось поэтапно с 2000 года по 15 апреля 2014 года.

ЛЭП «Надым-Салехард»

Высоковольтная линия напряжением 220 кВ соединит Салехард с централизованной энергосистемой и обеспечит надежное электроснабжение ямальской столицы. Начальным пунктом трассы ВЛ является существующая ПС 220 кВ Надым, конечным — проектируемая ПС 220/110/6 кВ Салехард. Стоимость ЛЭП 17,8 млрд. рублей.

P. S. В 1948 году на окраине Тюмени бригадой мастера Б. Мелик-Карамова была пробурена первая поисковая скважина. Её глубина составила всего 2000 метров и хотя ничего, кроме минеральной воды, тогда найдено не было геологоразведка в молодом регионе продолжилась. 21 сентября 1953 г. разведочные работы увенчались успехом, из скважины Р-1 в югорском посёлке Берёзово забил первый фонтан, именно с этого момента началась история Тюменской нефти. Сегодня, спустя более 60 лет, можно только восхищаться энтузиазмом и героизмом геологов и первопроходцев отстоявшим промышленое будущее региона и не позволившим затопить тюменский север водами Обской ГЭС. Мог ли простой обыватель середины прошлого века представить, что рельсы пробегут от Тюмени на Север больше полутора тысяч километров и достигнут Ледовитого океана. Сказкой казалась мысль о том, что в тайге и болотах вырастут десятки городов, а на арктическом побережье будет огромный порт. Самые смелые мечты прошлого сейчас воплощены в реальность, а титанический труд и энтузиазм народа позволил отдельной главой вписать освение Тюменского севера в историю государства…