Советский прототип
Первые идеи трубопроводных магистралей в направлении Дальнего Востока появлялись десятки лет назад.
— Еще в 70‑е годы прошлого века требовалось увеличить обеспеченность предприятий и сельского хозяйства восточных районов нефтью и нефтепродуктами, — вспоминает Михаил Медведев, в то время руководитель группы автоматики и телемеханики АО «Гипротрубопровод». — Планировалось и строительство экспортного пути в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Институт занимался проектированием нефтепровода Иркутск — Находка вдоль трассы Транссибирской железной дороги. Его аналогом стал проект знаменитого БАМа. Предпочтение отдали железной дороге, и о трубопроводном проекте надолго забыли.
Мировой опыт
В начале нового тысячелетия нефтегазовые компании снова обратили внимание на восточное направление. Рассматривались варианты трассы от Ангарска в Китай через Монголию или в обход нее. Но обойти Байкал с юга оказалось невозможно из-за особо охраняемой территории национального парка. Думали о возможности строительства трассы вдоль БАМа до Сковородино с выходом в Китай.
— В 2000 году «Транснефть» поручила «Гипротрубопроводу» разработку проекта экспортного нефтепровода в Китай, — рассказывает Светлана Мацкунас, работавшая главным инженером проекта. — В то время компания проектировала магистрали с рабочим давлением до 7,5 МПа, а в мире уже стали появляться нефтепроводы с давлением до 10 МПа. Надо было изучать мировой опыт, и я в составе группы специалистов ОАО «АК «Транснефть» была направлена в США в компанию Alyeska Pipeline для изучения электротехнических решений трансаляскинского нефтепровода. Потом мы ездили на строящиеся НПС нефтепровода Баку — Тбилиси — Джейхан, где посетили начальную точку магистрали на Сангачальском терминале в Баку, НПС № 4 высоко в горах Турции и конечный пункт в Джейхане. Летали в Астану изучать опыт проектирования магистрального нефтепровода Атасу — Алашанькоу, который был построен для поставки нефти из Казахстана в Китай. После детального ознакомления с мировым опытом приступили к проектированию нефтепровода, трасса которого проходила от Ангарска вдоль Байкало-Амурской магистрали на Дальний Восток до бухты Перевозная.
Маршрутная метаморфоза
В 2004 году трасса нефтепровода изменила свою начальную точку на Тайшет, а чуть позже конечный пункт «переехал» в бухту Козьмина. В 2006 году по поручению президента страны Владимира Путина нефтепровод был отодвинут от Байкала.
— Нам пришлось в срочном порядке перепроектировать 2000 км трассы, — вспоминает Михаил Медведев. — Для выполнения работ в сжатые сроки институтом были приглашены субподрядные организации — ЗАО «НИПИ «ИнжГео», ЗАО «Пирс», АО «Институт «Нефтегазпроект». За ними закрепили участки проведения изысканий и проектирования линейной части и НПС. Для единства проектных решений результаты разработок передавались субподрядными организациям в «Гипротрубопровод».
— Новый маршрут разрабатывали сверхбыстрыми темпами, — добавляет начальник линейного отдела АО «Гипротрубопровод» Светлана Ивановская. — Уже на стадии проведения проектно-изыскательских работ стало ясно, с какими сложными условиями предстоит столкнуться. Суровый климат и инженерно-геологические условия: болота, скальные грунты, многочисленные водные переходы, вечная мерзлота, сейсмичность, высокогорные участки с тектоническими разломами, отвесные склоны. Проработав варианты и учитывая прохождение нефтепровода по необжитым территориям, для обеспечения заданных объемов перекачки решили использовать рабочее давление 10 МПа на выходе НПС. Это позволило уменьшить количество станций.
Электрические сети
Разработка внешнего электроснабжения НПС была поручена Светлане Мацкунас.
— Перенос трассы на север потребовал практически полной переработки проекта внешнего электроснабжения. В «Гипротрубопроводе» специалистов по электроснабжению напряжением 110–500 кВ не было, и потому привлекли субподрядные организации из регионов, — вспоминает она. — После изменения трассы работали практически круглые сутки: днем на проекте увеличения производительности БТС, а ночью, когда просыпались Владивосток и Иркутск, — на внешнем электроснабжении ВСТО. Сложность моей части проекта состояла в том, что в регионе практически полностью отсутствовала электросетевая инфраструктура с необходимой мощностью и надежностью электроснабжения. На первом этапе мы возвели около 500 км воздушных линий напряжением 110–220 кВ, подстанции у каждой НПС и автономную дизельную электростанцию в районе НПС № 14, работающую на сырой нефти.
Новые технологии
— Мы впервые использовали лазерное сканирование местности, что ускорило проектирование линейной части, — рассказывает Михаил Медведев. — Здания насосных станций и резервуарных парков предусматривали быстровозводимые конструкции заводского изготовления. Использовалось 3D‑моделирование.
Совершенствовалась нормативно-техническая документация: для создания адаптированной методологии проектирования нефтепровода было разработано около 70 нормативных документов, так как действующие не предусматривали таких экстремальных климатических и инженерно-геологических условий. «Специальные нормы проектирования и строительства МН ВСТО» учитывали, что давление в трубопроводе будет достигать 14 МПа, а сейсмичность некоторых участков превысит 9 баллов.
— На участках вечной мерзлоты была предусмотрена замена мерзлого грунта на талый или установка термостабилизаторов, — поясняет Светлана Ивановская. — При переходе высокосейсмичных районов (более 8 баллов) проектировалось устройство углубленной траншеи с пологими откосами и заменой грунта на рыхлый несвязный. В зонах тектонических разломов применена подземная прокладка с установкой двух компенсаторов с каждой стороны разлома общей протяженностью 120 м.