Стационарный морской ледостойкий отгрузочный причал (СМЛОП)

0

Дипломный проект

Стационарный морской ледостойкий отгрузочный причал (СМЛОП)

 

Содержание

 

1  Введение. 9

    1.1   Краткая характеристика СМЛОП. Архитектурно-конструктивный тип. 9

    1.2   Данные о проектной интенсивности отгрузки, номенклатуре и качестве отгружаемой нефти. 11

    1.3   Данные по природным условиям в месте установки СМЛОП.. 14

2  Генеральный план и транспорт. 22

    2.1   Краткая характеристика района и площадки строительства. 22

    2.2   Решения и показатели по генеральному плану и транспорту. 24

    2.3   Подводный трубопровод. 25

3  Структура и состав СМЛОП.. 56

    3.1   Организация, структура и численность персонала СМЛОП.. 56

    3.2   Охрана труда. 57

    3.3   Требования к квалификации работников. 57

    3.4   Расположение жилищно-бытовых и служебных помещений. 58

    3.5   Жилые помещения. 60

    3.6   Общественные и бытовые помещения. 60

    3.7   Производственные и служебные помещения. 62

4  Инженерное оборудование, сети и системы СМЛОП.. 63

    4.1   Решения по водоснабжению, канализации, теплоснабжению, энергоснабжению, вентиляции и кондиционирования воздуха. 63

    4.2   Инженерное оборудование: электрооборудование, электроосвещение, системы связи и навигации, противопожарные устройства. 65

5  Технологические решения. 73

    5.1   Данные о планируемой динамике отгрузки нефти. 73

    5.2   Краткая характеристика и обоснование решений по технологии отгрузки нефти  73

    5.3   Механизации и автоматизации технологических процессов; состав и обоснование применяемого оборудования, в том числе импортного. 79

    5.4   Выбор типа танкеров. 80

6  Инженерно-технические мероприятия. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций................................................................................ 84

    6.1   Общие положения.......................................................................................... 84

    6.2   Управление технологическим процессом и обеспечение безопасности. 84

    6.3   Мероприятия по электро-, взрыво- и пожаробезопасности. 87

7  Охрана окружающей среды.. 90

    7.1   Общие положения охраны окружающей среды.. 90

    7.2   Общая концепция обеспечения экологической безопасности при строительстве СМЛОП.. 90

    7.3   Воздействия на окружающую среду, связанные с эксплуатацией СМЛОП  91

    7.4   Выбросы/сбросы в окружающую среду при нормальном режиме эксплуатации  91

    7.5   Воздействие на окружающую среду вследствие аварийных ситуаций. 92

    7.6   Предотвращение аварийных ситуаций с СМЛОП.. 94

    7.7   Экологическое оборудование. 96

    7.8   Данные о количестве и составе вредных выбросов в атмосферу и сбросов в водные источники. 100

    7.9   Технические решения по предотвращению (сокращению) выбросов и сбросов вредных веществ в окружающую среду; оценка возможности возникновения аварийных ситуаций и решения по их предотвращению.. 100

    7.10 Потребность в основных видах ресурсов для технологических нужд. 101

8  Экономическая часть. 102

    8.1   Цель и основные задачи работы.. 102

    8.2   Используемые документы.. 103

    8.3   Основные положения и допущения. 104

    8.4   Расчетные варианты.. 108

    8.5   Информационно-нормативная база. 109

    8.6   Обоснование состава судов и технических средств. 112

    8.7   Капитальные затраты.. 115

    8.8   Эксплуатационные затраты.. 115

    8.9   Экономические и инвестиционные показатели. 117

    8.10 Динамика денежных потоков. 119

    8.11 Технико-экономические и финансовые показатели. 123

    8.12 Заключение. 123

Список литературы.. 126

Приложение А.. 128

Приложение Б. 137

Приложение В.. 138

 

1 Введение

1.1 Краткая характеристика СМЛОП. Архитектурно–конструктивный тип

Стационарный морской ледостойкий отгрузочный причал (СМЛОП) для Варандейского нефтяного отгрузочного терминала представляет собой обитаемое стальное сооружение, удерживаемое на месте при воздействии внешних нагрузок с помощью свай, забитых в морское дно (см. рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 - Общий вид СМЛОП

СМЛОП состоит из: опорного основания и верхнего строения. Верхнее строение представляет собой надстройку с размещенным на ней поворотным швартовно-грузовым устройством (ШГУ). На ШГУ закреплена вертолетная площадка.

Корпус опорного основания моноблочной конструкции. Вертикальное сечение опорного основания представляет собой сочетание прямоугольников и усеченных пирамид, поставленных друг на друга. Сечение в плане имеет форму правильного восьмиугольника. Такая форма близка к круговой и является наиболее рациональной с точки зрения технологичности конструкций, восприятия волновых и ледовых нагрузок на сооружение, а также буксировочного сопротивления на перегоне.

Надстройка имеет высоту 5 метров с учетом коффердама. В ней размещаются жилые, бытовые и основные служебные помещения, в том числе:

- каюты с санузлами для 8 человек персонала СМЛОП и 4 временно размещаемых;

- кают-компания;

- камбуз;

- провизионная кладовая;

- сауна с душем;

- медицинская каюта;

- помещение рабочего платья с сушильной и кладовой с выходом на верхнюю палубу;

- туалет для рабочей смены.

На крыше надстройки устанавливается подшипник в виде шарового погона диаметром около 19 м, по которому вращается ШГУ. Опорное основание разделено по высоте платформами и диафрагмами. К днищу СМЛОП подходит нефтепровод и далее поднимается вверх к ШГУ.

В помещениях опорного основания располагается:

- помещение энергоустановки;

- помещение устройств для приема скребков;

- насосное отделение;

- помещение инертных газов;

- цистерна дизельного топлива;

- цистерны пресной воды;

- буферная цистерна;

- балластные цистерны;

- сточно-фановая цистерна и цистерна льяльных вод;

- служебные помещения.

На ШГУ размещены спасательные средства – шлюпки и устройства для эвакуации.

Таблица 1.1 - Основные размеры СМЛОП

Характеристики

Величина, м

Максимальная габаритная высота

ок. 56

Высота опорного блока до верхней палубы

40

Высота надстройки (с коффердамом)

5

Максимальный вылет стрелы ШГУ

ок. 66

Глубина моря

21,5

Диаметр описанной окружности восьмигранника по днищу

57,4

 

Продолжение таблицы 1.1

Диаметр вписанной окружности восьмигранника по днищу

53

Диаметр описанной окружности восьмигранника основного блока опорного основания

46,5

Диаметр вписанной окружности восьмигранника
основного блока опорного основания

43

Диаметр описанной окружности восьмигранника по «шейке» опорного блока

29,2

Диаметр описанной окружности восьмигранника по верхней палубе опорного блока

33,5

Диаметр описанной окружности по крыше надстройки

ок. 20

 

1.2 Данные о проектной интенсивности отгрузки, номенклатуре и качестве отгружаемой нефти.

Через Варандейский отгрузочный терминал планируется отгружать нефти следующих месторождений: Мядсейского, Тобойского, Торавейского, Варандейского, Медынского, Перевозного, Северо-Сарембойского, Западно-Лекейягинского, Южно-Хыльчуюского, Ярейюского, Хыльчуюского. Объемы добычи нефти с месторождений Тимано-Печорской провинции, планируемые к транспортировке через Варандейский отгрузочный терминал, представлены в таблице 1.2. Содержание в данных нефтях асфальтенов, смол, парафинов имеет достаточно широкий диапазон, поэтому в зависимости от динамики поступления на терминал той или иной нефти, реологические свойства отгружаемой через СМЛОП смеси нефти будут изменяться, что отражено в таблице 1.3.

 

Таблица 1.2 - Объемы добычи нефти с месторождений Тимано-Печорской провинции, планируемые к транспортировке через Варандейский отгрузочный терминал, тыс. тонн

Месторождения

Годы

 

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Мядсейское

200

561

680

1163

1940

2391

2660

3038

3132

2867

2453

2133

1874

1620

1422

1283

Тобойское

306

769

984

1293

2008

2092

2030

1805

1545

1444

1343

1249

1162

1081

1005

934

Торавейское

280

254

402

436

451

487

465

447

434

421

408

396

377

359

348

331

Варандейское

63

98

143

207

237

216

211

196

189

181

172

165

159

153

147

143

Медынское

0

56

94

128

140

130

120

111

103

94

87

80

73

67

61

55

Перевозное

0

60

181

297

366

349

337

323

306

280

255

242

221

207

187

166

Северо-Сарембойское

0

22

48

66

117

193

319

407

494

569

611

657

672

679

669

644

Западно-Лекейягинское

0

0

26

52

126

232

393

621

844

1007

1189

1290

1297

1289

1300

1304

Южно-Хыльчуюское

0

0

0

1590

3201

4483

5963

7193

7200

7200

7144

6090

4445

3308

2148

1911

Ярейюское

0

0

0

0

0

15

28

70

303

618

895

927

911

885

860

822

Хыльчуюское

0

0

0

0

0

0

23

70

142

172

167

161

155

150

144

138

Итого:

849

1920

2558

5232

8586

10588

12549

14281

14692

14853

14724

13390

11346

9798

8291

7731

 

 

Таблица 1.3 - Отдельные физико-химические параметры смесей нефтей

Параметр

Значение

Первая очередь подключения к ВОТ

Вторая очередь подключения к ВОТ

2004 г.

2007 г.

2008 г.

2010 г.

2020 г.

Плотность при 20 оС, кг/м3

905

899

862

852

859

Температура застывания, оС

-18

-18

3

4

8

Массовые доли, %:

- серы

0,61

0,56

0,57

0,64

0,65

– асфальтенов

3,85

3,62

2,48

1,87

2,33

– силикагелевых смол

13,93

15,03

9,90

8,75

10,71

– твердых парафинов

2,25

3,63

9,24

10,61

10,65

Вязкость эффективная, мПа∙с

при t=45°С

21

25

12

11

14

при t=30°С

39

50

48

28

77

при t=20°С

57

87

743

149

1812

при t=15°С

96

123

1237

648

3329

при t=10°С

132

179

1644

1755

5123

при t=5°С

197

278

2368

2956

6365

при t=0°С

298

455

3648

3930

8596

при t=минус 5°С

435

847

4005

5660

10328

 

 

 

1.3 Данные по природным условиям в месте установки СМЛОП

1.3.1 Краткий физико-географический очерк

Координаты центра площадки для размещения СМЛОП следующие: 69o 09’ 15.4” с.ш. 58o 06’ 42.9” в.д.

Район работ расположен в юго-восточной части Печорского моря. В административном отношении прилегающее побережье относится к Ненецкому национальному округу Архангельской области РФ, окружной центр - город Нарьян-Мар. Ближайший населенный пункт, связанный местными авиалиниями с г. Нарьян-Маром - поселок Варандей, расположенный на побережье Печорского моря (см. Рисунок 1.2).

Район работ расположен в субарктической зоне и характеризуется продолжительной зимой (с середины октября до начала мая) и коротким летом. Полярный день здесь продолжается с середины мая до конца июля. Этот район характеризуется большой изменчивостью погоды, значительной продолжительностью и частой повторяемостью туманов в летне-осенний период.

Среднее число дней с отрицательной температурой составляет 241 день. Минимальная температура воздуха здесь наблюдается в феврале и составляет –48°С. Максимальная температура воздуха наблюдается в августе и составляет +32°С.

В зимний период в данном районе преобладают ветры южных направлений, в летний период наибольшую повторяемость имеют ветры СВ направления.

Гидрологический режим района определяется возможным экстремальным размахом колебаний уровня порядка 4-х метров, наиболее характерными высотами волн до 2 м и устойчивыми приливными течениями с максимально возможными скоростями до 90 см/с. На гидрологический режим района существенное влияние оказывают сезонные колебания стока р. Печоры.

Процесс ледообразования в районе работ протекает активно и, в среднем, во второй декаде ноября здесь отмечается устойчивый ледяной покров. Средняя продолжительность ледового периода составляет 247 дней.

В мелководном, прибрежном районе Печорского моря ежегодно образуется неподвижный ледяной покров (припай), его максимальная ширина может достигать 14-15 км.

 

Рисунок 1.2 – Географическое положение СМЛОП

 

1.3.2 Рельеф и особенности морского дна.

Площадка размещения СМЛОП расположена на слабонаклоненной к северо-западу обширной мелководной шельфовой равнине Печорского моря. На площади 3х5 км глубины моря (в БС) изменяются в пределах 20,5 – 21,8 м. Отметки рельефа дна на площадке (1х1 км) изменяются от 21,2 м до 21,8 м. В центре площадки глубина до дна составляет 21,5 м.

По гидролокатору бокового обзора (ГЛБО), каких либо объектов, представляющих опасность для строительства терминала, не обнаружено. Сонограммы на всей площадке характеризуются одинаковой пятнисто-крапчатой записью, что свидетельствует о достаточно однородном характере морского дна. Исключение составляют группы отрывистых бороздовых форм в центре площадки. Данные формы, по-видимому, были образованы якорями при производстве инженерно-геологического бурения.

 

1.3.3 Характеристики грунтов на площадке размещения СМЛОП

Данные по физико-механическим и прочностным свойствам грунта приняты в соответствии с отчетом АМИГЭ «Морские инженерные изыскания для технико-экономического обоснования Варандейского отгрузочного терминала», Мурманск, 2003 г.

В толще грунтов в районе площадки состоящих из осадочных отложений, выделено 9 инженерно-геологических элементов (ИГЭ).

Грунтовой массив состоит в основном из твердых, полутвердых и тугопластичных глин с прослойками песка с удовлетворительными прочностными характеристиками. Исключение составляет очень слабый верхний слой, находящийся в текучем состоянии, толщиной около 0,8 м.

 

1.3.4 Ветер

В зимний период в рассматриваемом районе преобладают ветры южной четверти. Причем основные черты отмеченного режима ветра сохраняются здесь примерно до мая, после чего, в связи с изменением положения барических образований, меняется и направленность преобладающего ветрового потока.

В летние месяцы температурные контрасты между различными воздушными массами уменьшаются, а интенсивность атмосферной циркуляции ослабевает. Вследствие этого в летний период ветры в данном районе более умеренны и неустойчивы по направлению. Вместе с тем, в отмеченный период несколько большую повторяемость имеют ветры СВ направления.

В пределах года среднемесячная скорость ветра меняется от 5.1м/с (июль), до 7.0 м/сек (декабрь). Максимальная скорость ветра повторяемостью 1 раз в 50 лет по данным анемометра при 10-ти минутном осреднении приведена в таблице1.4.

Таблица 1.4 Скорости ветра (м/с) редкой повторяемости

Период повторяемости, раз в «n» лет

1

5

10

25

50

100

Интервал осреднения - 10 минут

28

30

32

34

35

36

Интервал осреднения- 2 минуты

32

34

36

39

40

41

Порывы 5 сек

38

41

44

47

48

49

 

1.3.5 Температура и соленость морской воды

В ледовый период температура воды близка к точке замерзания и может достигать -1.9 °С. В летний период максимальная температура воды – около 13 °С.

По натурным данным ОАО «АМИГЭ» в апреле 1994г. в районе ГМС "Варандей" на удалении 1.5 км от берега соленость воды в поверхностном слое составляла 32-33%.

 

1.3.6 Уровень моря

Колебания суммарного уровня моря в рассматриваемом районе представляют различные сочетания его периодической и непериодической компонент.

Периодическая компонента обусловлена индуцированной приливной волной, приходящей в этот район с открытой акватории Баренцева моря.

Непериодическая компонента обусловлена сгонно-нагонными явлениями и денивеляцией уровенной поверхности за счет стока р.Печоры.

По данным работы, за период наблюдений на ГМС Варандей 1953-1979гг. максимальная отметка уровня моря в БС, 157 см, отмечалась 31.05.76г.; минимальная отметка уровня в БС (-242 см), отмечалась 02.02.79г. Размах колебаний составил 399 см.

По данным наблюдений ОАО "АМИГЭ", максимальный размах суммарного уровня у о. Варандей составил 283 см.

 

1.3.7 Приливные колебания уровня моря

В исследуемом районе характер прилива полусуточный, мелководный, что выражается в разнице величин времени падения и времени роста уровня. Величины наинизшего (НТУ) и наивысшего (ВТУ) теоретических уровней относительно среднего уровня моря составляют:

- НТУ   -96 см;

- ВТУ   96 см.

Максимальный возможный по астрономическим условиям размах приливных колебаний уровня составляет 192 см.

 

1.3.8 Сгонно-нагонные явления

Под величиной нагона (сгона) понимается превышение (понижение) уровня (среднее, наибольшее) за всю продолжительность нагона (сгона) относительно принятого отсчетного горизонта.

В качестве такого горизонта принимался средний уровень за период каждой серии измерений. Величина сгонно-нагонных колебаний уровня в данном районе может составлять 154 см.

 

1.3.9 Среднемноголетние колебания уровня

Экстремальные значения суммарного уровня моря редкой повторяемости в районе установки СМЛОП приведены в таблице 1.5.

Таблица 1.5 - Расчетные суммарные максимальные и минимальные уровни моря (см) относительно среднего уровня моря, возможные 1 раз в 5, 10, 25, 50 и 100 лет

Уровень

Периоды повторяемости 1 раз в "n" лет

100 лет

50 лет

25 лет

10 лет

5 лет

Минимальный

-205

-191

-177

-159

-153

Максимальный

264

242

219

197

189

 

1.3.10 Течения

Сведения о параметрах течений в районе побережья о.Варандей по данным инструментальных наблюдений, выполненных специалистами ОАО "АМИГЭ" позволили сделать заключение, что основными слагающими суммарных течений в районе о.Варандей являются приливные, ветровые и квазипостоянные. Приливные течения здесь устойчивые (устойчивость 87%), эллиптического типа, но испытывают сильное влияние мелководья, вследствие чего их тип близок к реверсивному. В приливном цикле они меняют направление своего воздействия против часовой стрелки. Скорость квазипостоянных течений в этом районе 10 см/с. Характеристики максимальных скоростей суммарных течений редкой повторяемости приведены в табл. 1.6.

Таблица 1.6 - Расчетные максимальные скорости суммарных течений (см/с) с учетом их распределения по направлениям, возможные 1 раз в 5, 10, 25, 50 и 100 лет

Горизонт, м

Период повторяемости, годы

5

10

25

50

100

2,5

80/210°

83/210°

89/195°

95/195°

101/30°

7,5

75/195°

78/195°

80/195°

82/195°

84/195°

12,5

67/190°

71/180°

73/190°

75/180°

77/180°

17,5

57/180°

60/180°

62/180°

64/180°

65/180°

 

1.3.11 Волнение

Наиболее волноопасными для района работ являются штормы северо-западного направления. Расчетные высоты, периоды и длины волн, возможные 1 раз в 100 лет приведены в табл.1.7 и 1.8.

Таблица 1.7 - Расчетные высоты волн (м) – средние, 50%, 13%, 3%, 1% и 0,1% обеспеченности, возможные 1 раз в 1, 5, 10, 25, 50 и 100 лет

Период повторяемости (лет)

h ср

h 50%

h 13%

h 3%

h 1%

h 0,1%

1

2,3

2,2

3,5

4,5

5,1

6,1

5

2,6

2,5

4,1

5,2

5,8

7

10

2,9

2,8

4,5

5,6

6,3

7,5

25

3,2

3,1

4,9

6,2

6,9

8,3

50

3,4

3,4

5,3

6,6

7,4

8,8

100

3,7

3,6

5,6

7,0

7,8

9,3

Таблица 1.8 - Расчетные средние периоды t (с) и длины l (м) волн, соответствующие средним высотам волн

Период повторяемости, лет

Периоды волн

Длины волн

1

6,4

64

5

7,3

79

10

7,9

88

25

8,5

100

50

9,0

109

100

9,5

117

 

1.3.12 Ледовые условия

В районе установки СМЛОП ежегодно в течение 220-250 дней наблюдается ледяной покров. Здесь отмечаются в основном дрейфующие ледяные поля. В течение суток направление дрейфа льда может неоднократно изменяться.

В прибрежном районе у о. Варандей ежегодно происходит образование припая. Наибольшей ширины припай достигает в мае, в среднем она составляет 6,4 км, максимум 14-15 км.

Устойчивое образование молодых льдов, обычно, начинается в береговой зоне в третьей декаде октября и затем распространяется в открытое море. Очищение ото льда начинается в апреле и заканчивается, обычно, в первой декаде июля.

Безледный период в среднем равен 110 суток.

Ледовые образования представлены наслоенным льдом, торосами и стамухами.

Торосы и наслоенные льды образуются при подвижках и сжатиях льда. В середине зимы преобладающая высота торосов составляет 2,5-4 м при величине осадки килей торосов от 9 до 15 м и более (22 м).

В прибрежных водах наблюдаются стамухи высотой до 14-16 м, представляющие собой крупные торосистые нагромождения льда, сидящие на грунте.

Толщина припайного льда в районе о. Варандей, при максимальном его развитии (апрель- май) достигает в среднем 110 см при максимуме в 190 см.

Дрейфующие льды в январе-мае представлены ледяными полями с линейными размерами в среднем 0,5 – 2,0 км. Их максимальный диаметр достигает 17 км. Толщина ровного дрейфующего льда в среднем меньше толщины припая, достигая в среднем 70 см, при максимуме 180 см.

Поскольку в течение суток направление дрейфа льда может неоднократно изменяться, эту особенность необходимо учитывать при принятии решений по швартовке и загрузке танкеров у СМЛОП.

Расчетные характеристики параметров льда следующие:

- Максимальная толщина ровного дрейфующего льда (1 раз в 100 лет)

-

2,36 м

- Максимальная высота паруса тороса

-

4,9 м

- Максимальная глубина киля тороса (1 раз в 100 лет)

-

22 м

- Толщина консолидированного слоя тороса

-

2,5 м

- Толщина наслоенного льда

-

3,0 м

- Скорость дрейфа льда (1 раз в 100 лет)

-

1,48 м/с

(1 раз в 50 лет)

 

1,10 м/с

- Предел прочности ровного льда при сжатии, осредненный по ширине фронта 20 м

-

1,68 МПа

- Предел прочности на сжатие консолидированного слоя тороса, осредненный по ширине фронта 20 м

-

1,12 МПа

-Прочность ровного льда при изгибе

-

420 кПа

- Прочность на изгиб консолидированного слоя тороса

-

420 кПа

- Угол ската киля тороса

-

23-34º

 

1.3.13 Сейсмические условия

Район Варандей характеризуется 5-балльной исходной (фоновой) сейсмичностью на грунтах II категории по сейсмическим свойствам. Все грунты, слагающие площадку, следует отнести к III категории по сейсмическим свойствам, что влечет за собой увеличение сейсмичности относительно исходной по крайней мере на 1 балл.

При сохранении грунтов основания в мерзлом состоянии сейсмичность участка не превысит 6 баллов. В случае оттаивания грунтов и формирования чаш оттаивания под сооружениями на большей части площадки сейсмичность может составлять 6-7 баллов по шкале MSK-64.


2 Генеральный план и транспорт

2.1 Краткая характеристика района и площадки строительства

Район расположен в юго-восточной части Печорского моря (рисунок 2.1). В административном отношении примыкающее побережье относится к Ненецкому национальному округу Архангельской области РФ, окружной центр- город Нарьян-Мар. Ближайший населенный пункт, связанный местными авиалиниями с г.Нарьян-Маром - поселок Варандей, расположенный на побережье Печорского моря. Экономика района практически не развита.

Район работ расположен в субарктической зоне и характеризуется продолжительной зимой (с середины октября до начала мая) и коротким летом. Полярный день здесь продолжается с середины мая до конца июля. Этот район характеризуется большой изменчивостью погоды, значительной продолжительностью и частой повторяемостью туманов в летне-осенний период.

Гидрологический режим района определяется экстремальным размахом колебаний уровня порядка 3.5 м, наиболее характерными высотами волн до 1.5 м и устойчивыми приливными течениями со скоростями до 50 см/с.

Процесс ледообразования в районе работ протекает активно. Средняя многолетняя дата устойчивого появления льда в районе – 10 ноября. В районе о. Варандей средняя многолетняя дата устойчивого появления льда в прибрежной части, согласно наблюдениям на ГМС Варандей, происходит в первой декаде ноября (04.11). Ежегодно, с ноября месяца в мелководных частях побережья Печорского моря начинает образовываться неподвижный ледяной покров (припай). В начале он появляется в мелководных заливах и губах, а потом уже и на открытых прибрежных участках.

Средняя многолетняя дата устойчивого образования припая в районе о. Варандей - 25 февраля. До этого периода припай в районе острова неоднократно взламывается и выносится в открытую часть моря. Во второй декаде ноября здесь уже присутствует устойчивый ледяной покров. В зимний период в прибрежных районах отмечается лед толщиной в среднем до 1,0-1,25 м; в районах осушек и кошек – более 1,25 м. В районах баров в мелководной зоне образуются стамухи.

Рисунок 2.1 - Обзорная схема района

Датами окончательного очищения района ото льда являются: среднемноголетняя ранняя – 15 мая; средняя – 3 июля; среднемноголетняя поздняя 4 августа. Датами окончательного очищения района работ от ледяного покрова в районе о. Варандей по данным береговой ГМС «Варандей», являются: среднемноголетняя ранняя – 24 мая, средняя многолетняя – 5 июля, наиболее поздняя среднемноголетняя – 4 августа.

Данный район, согласно ВНПР-86И находится в 4 зоне Баренцева моря, возможные сроки проведения морских работ с 20 июля по 30 октября.

Координаты центра площадки для размещения отгрузочного терминала следующие: 69o 09’ 15.4” с.ш. 58o 06’ 42.9” в.д.

 

2.2 Решения и показатели по генеральному плану и транспорту

Отгрузочный терминал, в составе которого создается СМЛОП, является элементом сложной транспортно-технологической системы вывоза нефти Тимано-Печорской провинции в морскую часть которого в районе о. Варандей также входят:

- танкеры, осуществляющие перевозки нефти;

- обеспечивающие суда (ледоколы, буксиры и т.п.).

Предполагается следующий порядок совместной работы СМЛОП и танкеров.

Подход к терминалу зависит от взаимного влияния приливов, морских течений и ветра. Танкер подходит к отгрузочному сооружению против ветра и приливного течения. При отсутствии льда танкеру будет помогать буксирное судно (предварительно принимается ТБС типа «Нефтегаз»). При наличии льда поддержку швартовке оказывает ледокол (дежурное судно). Смена направлений приливно-отливной составляющей результирующего течения составляет 6 часов.

После подхода танкера к СМЛОП, экипаж танкера принимает висящий проводник швартовного троса и с помощью швартовной лебедки выбирает как сам проводник, так и конец швартовного троса. После завершения операции швартовки грузовой шланг терминала подтягивается за трос-проводник и прикрепляется к приемному носовому погрузочному устройству танкера. СМЛОП обеспечивает круговой поворот танкера при изменениях направления ветра или дрейфа льда.

По завершении погрузки, отсоединение шлангов и отшвартовка осуществляются в обратном порядке. Затем танкер покидает район курсом, обратным по отношению к тому, которым он подходил к сооружению

Место установки СМЛОП и зоны безопасности вокруг него выбраны с учетом работы танкеров вблизи СМЛОП. Глубина акватории по данным АМИГЭ в точке установки СМЛОП – 21,5 м (в Балтийской системе) или 20,4 м НТУ.

 

2.3 Подводный трубопровод

2.3.1 Назначение подводного трубопровода

Подводный трубопровод предназначен для обеспечения бесперебойной (режим откачки периодический) подачи продукции на стационарный морской ледостойкий отгрузочный причал (СМЛОП) от береговых сооружений Варандейского отгрузочного терминала в Баренцевом (Печорском) море.

Давление в трубопроводе 4,0 МПа.

Длина трубопровода 35,6 км, в том числе:

- береговой резервуарный парк (БРП) – берег - 1,5 км;

- береговое примыкание – 2,0 км (1,9 км подводный трубопровод и 0,1 км трубопровод по суше);

- береговое примыкание – СМЛОП - 32,1 км.

 

2.3.2 Трасса нефтепровода

Выбор трассы выполнен с учетом требований безопасности на период строительства, эксплуатации и обслуживания трубопровода.

При выборе трассы учтены следующие факторы:

- безопасность объектов судоходства и персонала, работающего вблизи трубопровода;

- охрана окружающей среды, рыбных запасов;

- геотехнические и гидрографические условия;

- требования к строительству и эксплуатации;

- буровые и будущие разведочные работы;

- государственные и местные требования;

- нестабильность морского дна.

На намеченной трассе проведены детальные инженерные изыскания для выявления:

- геологического строения и неблагоприятных природных явлений;

- трубопроводов, кабелей;

- затонувших судов, мин, снарядов, крупных обломков;

- подводных течений, миграций донных отложений.

На подходах к берегу и в приурезной зоне выполнены специальные изыскания по расположению берегового склона, состава и особенностей залегания грунтов.

Учитывая наличие вечномерзлых грунтов при выходе на берег и выход морских отложений на морское дно, выполнен комплекс специальных исследований морского дна для оптимального выбора методики разработки траншеи и её обратной засыпки после укладки трубопровода.

Для проектирования и строительства трубопровода собраны метеорологические и океанографические данные, в том числе:

- батиметрия;

- ветры;

- волны;

- приливы и отливы;

- течения;

- гидрологические условия для воды моря (температура, содержание кислорода, значение рН, солёность).

- ледовые условия (наличие торосов, стамух);

- температура воздуха и воды моря.

Трасса трубопровода проходит по слабонаклоненной поверхности дна. Глубина моря изменяется от 0м до 21,9м (СМЛОП) (см. рисунок 2.2).

 

2.3.3 Краткая характеристика подводного трубопровода и транспортируемого продукта

Подводный трубопровод предназначен для перекачки товарной нефти. Категория перекачиваемой продукции согласно потенциальной опасности относится к категории «В».

 

Рисунок 2.2 – Трасса трубопровода

По классу местоположения подводный трубопровод относится к категории 1, кроме участка трубопровода, прилегающего к СМЛОП (на расстоянии 500м от него), который относится к категории 2, как районы с частой человеческой деятельностью.

Класс безопасности в эксплуатационной фазе принят:

- для категории 1 – нормальный;

- для категории 2 – высокий.

В работе были рассмотрены варианты одно- и двухниточной схем подводного трубопровода от береговых сооружения до СМЛОП.

В результате рассмотрения вариантов схем подводного трубопровода выявлены следующие преимущества двухниточной схемы:

- гарантированное замещение нефти с высокой температурой застывания на нефть с низкой температурой застывания как при плановых, так и при аварийных и экстренных остановках отгрузки нефти;

- выполнение регламентных работ по очистке и диагностированию обоих трубопроводов;

- возможность отгрузки большего количества нефти при меньшем давлении магистральных насосов;

- повышение эксплуатационной надёжности транспортной системы: при аварии на одной нитке трубопровода на период ремонта обеспечивается возможность отгрузки нефти по второй.

Учитывая вышеизложенное, реологические свойства отгружаемых нефтей, исходные данные по транспортной системе, арктические условия эксплуатации отгрузочного комплекса, в проекте принята двухниточная конструкция подводного трубопровода.

Расстояние между нитками трубопровода принято 100м. Охранная зона трубопровода составляет 600м (100м между нитками и по 250м от оси каждой нитки). В охранной зоне запрещается траление, отдача якорей судами, кроме организации, выполняющей подводно-технические работы по ремонту трубопровода при условии обозначения трассы трубопровода.

В состав подводного трубопровода входит линейная часть подводного трубопровода от электроизолирующей муфты, расположенной на берегу (зона выхода трубопровода на берег) до поворотного фланца стояка СМЛОП.

По условиям работы, давлению и диаметру трубопровод (нефтепровод) относится к высшей категории «В», 1 классу.

 

2.3.4 Гидравлический и тепловой расчет

Проверочный расчет диаметра трубопровода выполнен из условия поставки продукта потребителю, исходя из максимального объема перекачиваемого продукта и необходимого давления в конце трассы трубопровода. Подача продукта в трубопровод осуществляется насосами после предварительной комплексной подготовки.

Основные расчетные условия для определения рабочего давления в начале трассы трубопровода при установившемся режиме перекачки для заданного конечного давления и диаметра трубопровода – объем, характеристика транспортируемого продукта, приняты по данным ООО «ПермНИПИнефть» и приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Расчетные условия

Параметры

Единица изм.

Величина

Длина трубопровода L, в т.ч.:

 

 

- береговые сооружения – берег (проект ПермНИПИнефть)

км

1,5

- берег - СМЛОП

км

34,1

Внутренний диаметр трубопровода, Dвн.

мм

779

Максимальный объем перевалки нефти через СМЛОП по одной нитке нефтепровода, Q

м3/час

4000

Давление в начале участка, Рнач

кгс/см2

40,0

Плотность нефти, r

кг/м3

851

Кинематическая вязкость, n:

 

 

- при 200С

сСт

100

- при 500С

сСт

25

Температура, t:

 

 

- начала кипения

0С

+67

- застывания

0С

+7

- начальная перекачки

0С

+35

Гидравлический и тепловой расчет двухниточного трубопровода на режим плановой отгрузки продукции выполнен по программе «ГазКондНефть» и приведен в таблице 2.2. Расчет выполнен для следующих условий укладки:

- надземная прокладка теплоизолированного двухниточного трубопровода;

- подводная (заглубленная) прокладка обетонированного двухниточного трубопровода.

Расчетная схема приведена на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 - Расчетная схема

Тепловой и гидравлический расчет нефтепровода

Номер потока

1

2

Давление, МПа

3,923

0.989

Температура, °C

35,0

28,5

Доля: газа(пара), моль/моль

0,00000

0,00000

нефти (конденсата)

1,000000

1,00000

водного раствора

0,00000

0,00000

 

 

моль/моль

моль/моль

фр. до 100 °C

0,0945557

0,0945557

фр. 100-150 °C

0,1288150

0,1288150

фр. 150-200 °C

0,1243111

0,1243111

фр. 200-260 °C

0,1645972

0,1645972

фр. 260-320 °C

0,1704235

0,1704235

фр. 320-400 °C

0,0715147

0,0715147

фр. 400-600 °C

0,0659855

0,0659855

фр. выше 600 °C

0,1797973

0,1797973

 

Расход

кмоль/час

11866,0

11866,0

 

кг/час

3479992,00

3479992,00

 

ст. м3/час

285258,70

285258,70

 

м3/час

3801,83

3789,32

Мол. масса

 

293,27

293,27

Плотность

кг/м3

915,35

918,37

Энтальпия

кДж/час

-0,30299Е+09

-0,36613Е+09

 

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ И ТЕПЛОВОЙ РАСЧЁТ ТРУБОПРОВОДА

-------------------------------------------------------------------------------------

Входной поток в трубопровод – 1------------> 2 - выходной поток

< И С Х О Д Н Ы Е   Д А Н Н Ы Е >

----------------------------------------------------------------------

Расход

кг/час

3479992

 

ст. м3/час

285259

 

Тыс. ст. м3/суткм

6846

Начальное давление

МПа

3,29

 

ата

40,0

Начальная температура

°C

35

 

К

308,15

Длина трубопровода

м

35565

Абсолютная шероховатость

мм

0,01

 

Номер участка

Длина участка, м

Высотная отметка, м

Наружный диаметр трубы, мм

Толщина стенки трубы, мм

Коеффициент теплопередачи, ккал/час

Температура окружающей среды, °C

Число шагов расчета

Эффективность участка

1

1500

1

820

20,5

0,50

-47

25

0,95

2

334

-9

820

20,5

5,00

-1,9

25

0,95

3

1666

-13

820

20,5

5,00

-1,9

25

0,95

4

3000

-18

820

20,5

5,00

-1,9

25

0,95

5

5000

-18

820

20,5

5,00

-1,9

25

0,95

6

5000

-20

820

20,5

5,00

-1,9

25

0,95

7

5000

-21

820

20,5

5,00

-1,9

25

0,95

8

5000

-22

820

20,5

5,00

-1,9

25

0,95

9

5000

-24

820

20,5

5,00

-1,9

25

0,95

10

4000

-25

820

20,5

5,00

-1,9

25

0,95

11

65

40

820

20,5

50,0

-1,9

25

0,95

1 – высотная отметка конца трубопровода

< Р Е З У Л Ь Т А Т Ы   Р А С Ч Ё Т А >

---------------------------------------------------

Начальные характеристики :

Объёмная доля газа 0,000000

Скорость 2,216 м/с

Режим течения – однофазный

Характеристики в конце участка (трубопровода)

Номер участка

Объёмная доля газа

Скорость, м/с

Режим течения

Давление

Температура

МПа

ата

С

К

1

0,000000

2,216

однофазный

3,895

39,71

34,9

308,1

2

0,000000

2,216

однофазный

3,905

39,82

34,8

308,0

3

0,000000

2,215

однофазный

3,817

38,92

34,5

307,6

4

0,000000

2,215

однофазный

3,240

33,03

34,1

307,2

5

0,000000

2,213

однофазный

3,185

32,48

32,8

306,0

6

0,000000

2,212

однофазный

2,784

28,39

31,9

305,0

7

0,000000

2,211

однофазный

2,380

24,27

30,9

304,1

8

0,000000

2,210

однофазный

1,982

20,21

30,0

303,2

9

0,000000

2,209

однофазный

1,573

16,04

29,2

302,2

10

0,000000

2,209

однофазный

0,632

6,44

28,9

302,0

11

0,000000

2,208

однофазный

0,989

10,09

28,5

301,7

 

Трубопровод

Вход

1

 

 

Давл.

МПа

3,92

 

 

Темп.

С

35

 

 

 

К

308,1

 

 

Расход

кмоль/час

11866,0000

 

 

 

кг/час

3479992,000

 

 

Длина трубопровода

м

35565,0

Диаметр труб на участках

мм

820,0х20,5

 

 

 

 

820,0х20,5

 

 

 

 

820,0х20,5

 

 

 

 

820,0х20,5

 

 

 

 

820,0х20,5

 

 

 

 

820,0х20,5

 

 

 

 

820,0х20,5

 

 

 

 

820,0х20,5

 

 

 

 

820,0х20,5

 

 

 

 

820,0х20,5

 

 

 

 

820,0х20,5

Абсолютная шероховатость

мм

0,01

Среднелинейный коэф. теплопередачи

вт/м2/с

5,7

 

 

 

ккал/м2/час/с

4,9

 

 

 

 

 

Вход

2

 

 

Давл.

МПа

0,99

 

 

Темп.

С

28,5

 

 

 

К

301,7

 

 

 

Таблица 2.2 - Результаты гидравлического и теплового расчета при режиме плановой отгрузки

Участок

Расчетная пропускная способность, м3/час.

Труба Æх d, мм

Длина участка, км

Скорость транспортируемого прдукта, м/сек

Температура,

0С

Давление,

кгс/см2

в начале

участка

в конце участка

в начале участка

в конце участка

Бер.сооружения – берег*

4000

820х14,0

1,5

2,26

35

34,9

40,0

40,2

Берег - СМЛОП

4000

820х20,5

34,1

2,33

34,9

28,5

40,2

12,0

 

Система обеспечивает требуемую пропускную способность при расчетных условиях.

Гидравлический и тепловой расчет выполнен также и для условий режима замещения, когда процесс отгрузки танкера по каким либо причинам внезапно прекращен и нефть необходимо возвратить в резервуарный парк, расположенный на берегу. Для вытеснения нефти из трубопровода в резервуары используется нефть с более низкой температурой застывания. Насосы должны обеспечить процесс замещения нефти; при этом давление нефти, поступившей на БРП, должно быть не менее 0,2-0,3 МПа.

Расчет выполнен по программе «ГазКондНефть» и приведен в таблице 2.3.

Расчетная схема приведена на рис. 2.4

 

 

Рисунок 2.4 - Расчетная схема

 

 

Таблица 2.3 - Результаты гидравлического и теплового расчета для режимов замещения

Участок

Расчетная пропускная способность, м3/час.

Труба Æх d, мм

Длина участка, км

Скорость транспортируемого прдукта, м/сек

Температура,

0С

Давление,

кгс/см2

в начале участка

в конце участка

в начале участка

в конце участка

Бер. сооружения – берег*

1500

820х14,5

1,5

0,85

35,00

34,8

14,3

14,6

Берег - СМЛОП

1500

820х20,5

34,1

0,87

34,8

21,0

14,6

11,5

СМЛОП - бер. соор.

1500

820х20,5

35,6

0,87

21,0

10,0

11,0

3,0

 

Величина пускового давления нефтепровода была рассчитана в отчете о научно-исследовательской работе «Исследование и разработка методов предотвращения застывания нефти в подводном нефтепроводе при отгрузке нефтей с разной реологией через морской отгрузочный терминал в Баренцевом море» выполненной ГУП «ИПТЭР», и составляет 7,0 МПа.

 

2.3.5 Расчеты на прочность и устойчивость

Расчеты выполнены в соответствии с действующими нормами и правилами на следующие нагрузки и воздействия и соответствует требованиям «Правил для систем подводных трубопроводов», DNV:

- от действия внутреннего давления;

- от действия внешнего гидростатического давления;

- из условий устойчивости трубопровода на сдвиг и всплытие;

- на прочность при напряженно-деформированном состоянии в процессе укладки.

Определяющими условием для выбора конструкции трубопровода и способа укладки является обеспечение устойчивости трубопровода на сдвиг и всплытие, а также обеспечение прочности трубопровода при его укладке.

 

2.3.6 Расчет толщины стенки от действия внутреннего давления

Проверочный расчет толщины стенки выполнен по формуле:

 

(2.1)

где d - толщина стенки труб, см;

Рисп - испытательное давление, кгс/см2;

DН - номинальный наружный диаметр, см;

R - расчетное сопротивление металла, кгс/см2;

d1 - технологический допуск при изготовлении труб на заводе, см.

 

(2.2)

где Рраб - рабочее давление в трубопроводе, кгс/см2.

 

(2.3)

где σТ - предел текучести металла труб, кгс/см2.

Проверочный расчет толщины стенки трубы выполнялся при давлении 70 кгс/см2, необходимом для пуска трубопровода после остановки.

 

2.3.7 Расчет толщины стенки от действия внешнего гидростатического давления

Проверочный расчет толщины стенки трубы от действия внешнего гидростатического давления выполнен по формуле:

 

(2.4)

где d - толщина стенки труб, см;

rср- средний радиус трубы, см;

Е - модуль упругости металла труб, кгс/см2;

gВ - плотность морской воды, кгс/см3;

Н - глубина моря, см.

Проверочный расчет выполнялся для глубины моря, равной 22 м.

 

2.3.8 Расчет толщины стенки трубы из условий устойчивости на сдвиг и всплытие

Расчет на сдвиг и всплытие выполнен по формуле:

 

(2.5)

где Б – вес балласта в воде, кг;

Рхр– горизонтальная расчетная суммарная составляющая силового воздействия волн и течений, кг;

kус = 1,1 – коэффициент запаса устойчивости на сдвиг;

tgj = 0,45 – коэффициент трения по грунту (принят для грунта из мелкого песка);

Pzp - вертикальная суммарная расчетная составляющая силового воздействия волн и течений, кг;

А – выталкивающая сила, действующая на трубопровод, кг;

qu = qn = 0 – взвешивающие усилия, обусловленные искривлениями трубопровода соответственно вогнутостью вверх и вниз (анализируемые участки дна имеют значительно протяженную прямолинейную поверхность), кг;

Q – вес трубы с учетом изоляции и продукта, кг.

Для обеспечения отрицательной плавучести трубопровода от воздействия на него выталкивающей силы воды приняты трубы со сплошным обетонированием. Расчетная толщина слоя бетона принята минимально необходимой для трубопровода, прокладываемого с заглублением в дно моря.

 

2.3.9 Статический расчет напряженно-деформированного состояния подводного трубопровода в процессе укладки

Расчет выполнен по методике, разработанной институтом Гидромеханики НАНУ (г. Киев), для следующих случаев:

- укладка трубопровода методом свободного погружения с отстропкой понтонов;

- укладка трубопровода с трубоукладочной баржи (ТУБ);

- подъем трубопровода на плашкоут при сварке длинномерных плетей.

Расчеты, оформленные по установленной форме, хранятся в архиве ООО «ПермНИПИнефть».

 

2.3.10 Конструкция трубопровода

Конструкция трубопровода принята, на основании расчетов, выполненных по исходным данным ООО «ПермНИПИнефть», и по материалам изысканий, выполненных ОАО «АМИГЭ», с учетом строительства и эксплуатации трубопровода в условиях северных морей.

В проекте рассмотрены следующие варианты конструкции трубопровода:

- труба с противокоррозионной трехслойной изоляцией на основе экструдированного полипропилена и со сплошным обетонированием;

- труба с тепловой изоляцией из пенополиуретана и со сплошным обетонированием;

- труба с тепловой изоляцией из пенополиуретана, со сплошным обетонированием и со СКИН-системой для подогрева продукта.

Необходимость применения обетонированных труб будет обоснована на стадии разработки рабочей документации.

В зависимости от конструкции трубопровода, способа его укладки и способа разработки траншеи рассмотрены следующие варианты:

Укладка с трубоукладочной баржи (ТУБ):

Вариант 1А-1

- трубопровод с противокоррозионной трехслойной изоляцией на основе экструдированного полипропилена, нанесенного в заводских условиях;

- утяжеляющее бетонное покрытие;

- прибрежный трубопровод протяженностью 350 м, прохождение участка вечномерзлых грунтов на глубине укладки трубопровода, выполнен с тепловой изоляцией из пенополиуретана, нанесенного в заводских условиях по эпоксидному праймеру, в полиэтиленовой оболочке диаметром 1000х20;

- утяжеляющее бетонное покрытие;

- разработка и засыпка траншеи земснарядами.

Вариант 1А-2

- трубопровод с противокоррозионной трехслойной изоляцией на основе экструдированного полипропилена, нанесенного в заводских условиях;

- утяжеляющее бетонное покрытие.

- прибрежный трубопровод протяженностью 350 м, прохождение участка вечномерзлых грунтов на глубине укладки трубопровода, выполнен с тепловой изоляцией из пенополиуретана, нанесенного в заводских условиях по эпоксидному праймеру, в полиэтиленовой оболочке диаметром 1000х20;

- утяжеляющее бетонное покрытие;

- разработка и засыпка траншеи земснарядом и плужным устройством, заглубление 2,5метра до верха трубы.

Вариант 1А-3

- трубопровод с противокоррозионной трехслойной изоляцией на основе экструдированного полипропилена, нанесенного в заводских условиях;

- утяжеляющее бетонное покрытие.

- прибрежный трубопровод протяженностью 350 м, прохождение участка вечномерзлых грунтов на глубине укладки трубопровода, выполнен с тепловой изоляцией из пенополиуретана, нанесенного в заводских условиях по эпоксидному праймеру, в полиэтиленовой оболочке диаметром 1000х20;

- утяжеляющее бетонное покрытие;

- разработка и засыпка траншеи земснарядом и плужным устройством, заглубление 1,5 метра до верха трубы.

 

Укладка длинномерными плетями длиной 920÷960м:

Вариант 1Б-1

- трубопровод с противокоррозионной трехслойной изоляцией на основе экструдированного полипропилена, нанесенного в заводских условиях;

- утяжеляющее бетонное покрытие.

- прибрежный трубопровод протяженностью 350 м, прохождение участка вечномерзлых грунтов на глубине укладки трубопровода, выполнен с тепловой изоляцией из пенополиуретана, нанесенного в заводских условиях по эпоксидному праймеру, в полиэтиленовой оболочке диаметром 1000х20;

- утяжеляющее бетонное покрытие;

- разработка и засыпка траншеи земснарядами.

Вариант 1 Б-2

- трубопровод с противокоррозионной трехслойной изоляцией на основе экструдированного полипропилена, нанесенного в заводских условиях;

- утяжеляющее бетонное покрытие.

- прибрежный трубопровод протяженностью 350 м, прохождение участка вечномерзлых грунтов на глубине укладки трубопровода, выполнен с тепловой изоляцией из пенополиуретана, нанесенного в заводских условиях по эпоксидному праймеру, в полиэтиленовой оболочке диаметром 1000х20;

- утяжеляющее бетонное покрытие;

- разработка и засыпка траншеи земснарядом и плужным устройством, заглубление 2,5 метра до верха трубы.

Вариант 1 Б-3

- трубопровод с противокоррозионной трехслойной изоляцией на основе экструдированного полипропилена, нанесенного в заводских условиях;

- утяжеляющее бетонное покрытие.

- прибрежный трубопровод протяженностью 350 м, прохождение участка вечномерзлых грунтов на глубине укладки трубопровода, выполнен с тепловой изоляцией из пенополиуретана, нанесенного в заводских условиях по эпоксидному праймеру, в полиэтиленовой оболочке диаметром 1000х20;

- утяжеляющее бетонное покрытие;

- разработка и засыпка траншеи земснарядом и плужным устройством, заглубление 1,5 метра до верха трубы.

Вариант 2Б

- трубопровод, покрытый эпоксидным праймером;

- тепловая изоляция, нанесенная в заводских условиях, из пенополиуретана в полиэтиленовой оболочке диаметром 1000х20;

- утяжеляющее бетонное покрытие;

- разработка и засыпка траншеи земснарядами.

Вариант 3Б

- трубопровод, покрытый эпоксидным праймером;

- тепловая изоляция, нанесенная в заводских условиях, из пенополиуретана в полиэтиленовой оболочке диаметром 1000х20;

- утяжеляющее бетонное покрытие;

- скин-система для подогрева трубопровода;

- разработка и засыпка траншеи земснарядами.

 

В вариантах 1А-1, 1А-2, 1А-3, 1Б-1, 1Б-2, 1Б-3 вместо экструдированного полипропилена возможно применение двухкомпонентного изоляционного эпоксидного покрытия без растворителя типа Copon Hycote 190 GRIP-CRETE компании «E Wood Ltd» (Великобритания).

 

2.3.11 Трубы

Выбор труб, принятых в проекте, выполнен в соответствии с требованиями Специальных технических условий 2584-МС-ПТ СТУ.

В проекте приняты трубы Выксунского металлургического завода стальные электросварные прямошовные термообработанные (нормализованные и отпущенные) диаметром 820х20,5 мм по ТУ14-3-1573 с изм. 2 из низколегированной листовой стали контролируемой прокатки марки 10Г2ФБЮ (К60). Уровень качества I.

Концы труб должны быть обработаны под сварку (фаска) механическим способом.

Трубы должны иметь документ о качестве (сертификат), удостоверяющий соответствие труб требованиям технических условий на применяемые трубы, и маркировку, соответствующую требованиям технических условий на применяемые трубы.

Маркировка трубы выполняется на внутренней и наружной поверхности несмываемой черной краской.

 

2.3.12 Защита внешней поверхности трубопровода от коррозии

Проектом предусматривается пассивная и активная защита от коррозии.

Пассивная защита

Пассивная защита трубопровода осуществляется одним из следующих способов:

- для вариантов 1А-1, 1А-2, 1Б-1, 1Б-2 - нанесением в заводских условиях на одиночные трубы трехслойного защитного покрытия на основе экструдированного полипропилена по ТУ1394-011-04005951 толщиной не менее 3,2 мм;

- для вариантов 2Б, 3Б - нанесением в заводских условиях на одиночные трубы эпоксидного праймера с последующей пенополиуретановой тепловой изоляцией по ТУ4936-001-33680607 толщиной не менее 70 мм в полиэтиленовой трубе-оболочке по ГОСТ 18599.

Изоляция сварных стыков труб по всем вариантам выполняется термоусаживающимися манжетами типа «ТЕРМА-СТМП» по ТУ2245-003-44271562 с температурой эксплуатации от минус 60ОС до плюс 60ОС с замковой пластиной «ТЕРМА-ЛКА» по ТУ2245-002-44271562 для замыкания манжет в кольцо. Изоляция сварных стыков осуществляется на берегу и в условиях моря.

Вместо экструдированного полипропилена возможно применение двухкомпонентного изоляционного эпоксидного покрытия без растворителя типа Copon Hycote 190 GRIP-CRETE.

Активная защита

Настоящим разделом проекта предусматривается электрохимическая защита от коррозии при заглублении трубопроводов в морское дно следующих сооружений:

- береговое примыкание – 2,0 км (1,9 км подводный трубопровод и 0,1 км трубопровод по суше);

- береговое примыкание – СМЛОП - 32,1 км.

Для защиты подводных трубопроводов от коррозии кроме изоляционного покрытия проектом предусмотрена активная электрохимическая защита, основанная на катодной поляризации защищаемого металла током гальванических анодов-протекторов (протекторная защита). Защита выполняет роль обеспечения адекватной антикоррозионной защиты при любых дефектах во время нанесения покрытия (включая стыки) и последующих повреждениях покрытия во время монтажа и эксплуатации.

Выбор протекторной защиты обусловлен удаленностью источников электроэнергии от зоны прохождения трубопроводов.

Следующие параметры и условия приняты при выборе и проектировании электрохимзащиты:

а) удельное электрическое сопротивление изоляционного покрытия в начальный и конечный периоды эксплуатации – 3х105 и 3х104 Ом×м2;

б) площадь поверхности, на которой отсутствует покрытие и подлежащей защите, составляет 10% для железобетонных покрытий – 10300 м2;

в) удельное сопротивление электролита – 100 Ом×см;

г) возможность ремонта и обслуживания;

д) продолжительность эксплуатации защищаемого объекта - 30 лет.

Основными параметрами протекторной защиты следует считать электродный потенциал сооружения (трубопровода) на защищаемой поверхности. К другим важным параметрам необходимо отнести рабочий потенциал протекторного сплава, ток протектора, сопротивление растеканию тока протектора, сопротивление токопровода, срок действия протектора.

Электрохимзащита выполнена с обеспечением во всех зонах, подлежащих защите, в течение всего расчетного срока эксплуатации (30 лет) объекта защитных потенциалов стали по отношению к морской воде или донному грунту в пределах, приведенных в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Потенциал электрохимзащиты проектируемых трубопроводов

 

Электрод сравнения

Сu/Cu So4

Ag/Ag Cl

Zn

Минимальная величина

Минус 0,85

(- 0,95 ГОСТ Р 51164-98)

Минус 0,8

Плюс 0,25

Максимальная величина

Минус 1,15

Минус 1,10

Плюс 0,00

 

Необходимое число протекторов рассчитано, исходя из величины требуемого защитного тока, токоотдачи одного протектора и всего срока эксплуатации объекта. Так как замена протекторов на трубопроводах в процессе эксплуатации практически невозможна или экономически не оправданна, проектом предусмотрено при расчетах продление проектного срока эксплуатации объекта. Протекторы размещаются равномерно по всей длине трубопровода.

Проектом предусмотрена установка на трубопроводах протекторов браслетного типа. Протектора изготавливаются из алюминиевого сплава типа АЦК в заводских условиях и содержат активирующие добавки для ограничения оксидного поверхностного слоя. Выбор протекторов браслетного типа обуславливается их экономичностью и простотой монтажа.

Для трубопроводов и стояков с теплоизоляцией конструкция протекторов выбрана таким образом, чтобы ограничить нагрев протектора и тем самым улучшить его электрохимическую эффективность. Соединение протекторов с трубопроводом осуществляется термитной сваркой или изолированными медными кабелями.

Сердечник протектора и его крепления сконструированы таким образом, чтобы обеспечить требуемый коэффициент использования, обеспечить электрическую неразрывность цепи и поддержать протектор во время всех стадий монтажа и эксплуатации. Поверхность протектора, обращенная к трубе, имеет лакокрасочное покрытие минимум 100 мкм.

Монтаж протекторов должен проводиться на береговой базе (при укладке трубопровода длинномерными плетями) или на ТУБ.

Система электрохимической защиты от коррозии всего объекта в целом должна быть смонтирована и включена в работу до сдачи трубопровода в эксплуатацию.

Проектом предусмотрены браслетовидные алюминиевые протектора из сплава АЦК производства ОАО «Бердянского завода подъемно-транспортного оборудования» (Украина).

Протекторы браслетные типа ПБА-1020, состоящие из 6 секций – 470 шт.:

- внутренний диаметр - 1190 мм;

- количество секций – 2820 шт.;

- нетто вес секции- 28 кг;

- нетто вес протектора 168 кг;

- шаг - 88 м.

Мониторинг средств ЭХЗ в условиях эксплуатации включает в себя выполнение периодических, не менее 4-х раз в год, технических осмотров, во время которых проверяется состояние протекторов, соединительных токопроводов.

 

2.3.13 Обеспечение отрицательной плавучести

Расчет устойчивости трубопровода при его укладке с заглублением в грунт выполнен, исходя из условия обеспечения отрицательной плавучести c запасом 10%.

Отрицательная плавучесть обеспечивается сплошным обетонированием труб.

Расчетная толщина слоя бетона и его плотность в зависимости от конструкции трубопровода приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Толщина слоя бетона

Трубы

d х s, мм

Тип изоляции

Плотность бетона,

кг/м3

Толщина слоя бетона,

мм

820х20,5

Эпоксидный праймер, пенополиуретан (тепловая изоляция)

2550

90

820х20,5

Экструдированный полипропилен

2200

70

820х20,5

Система покрытия Copon Hycote 190 GRIP-CRETE.

2200

70

 

2.3.14 Система электрообогрева подводного нефтепровода

Общие сведения

В варианте 3Б для обогрева подводного нефтепровода рассмотрено применение СКИН-системы.

Для реализации проекта обогрева подводного нефтепровода большой протяженности в качестве нагревательного элемента рекомендуется индукционно-резистивная система обогрева (СКИН-система) ИРСН-15000, разработанная и производимая ООО «Специальные системы и технологии» г. Москва.

СКИН-система предназначена для поддержания необходимого температурного режима перекачки нефти по трубопроводу.

 

Описание СКИН-системы

В основу СКИН-системы входят специальные нагревательные элементы, использующие явление скин-эффекта и эффекта близости в проводниках из ферромагнитных материалов на переменном токе промышленной частоты.

Преимуществами скин-системы являются:

- меньшие капитальные затраты относительно других систем обогрева трубопроводов;

- электробезопасность;

- хороший тепловой контакт;

- простота монтажа;

- надежность.

 

Состав оборудования скин-системы

В состав комплекта оборудования, поставляемого для монтажа системы электрообогрева, входят все необходимые материалы и оборудование для монтажа и подключения:

- индукционно-резистивный проводник – ИРП;

- индукционно-резистивный нагреватель – ИРН – металлическая ферромагнитная труба;

- соединительные коробки;

- понижающий трансформатор;

- шкафы управления – предназначены для формирования сигналов включения системы электрообогрева и контроля параметров системы.

Контроль температурных параметров производится от датчиков температуры воды и обогреваемого трубопровода через многофункциональный контроллер PSTAB. Пульт дистанционного управления предусматривает возможность снятия параметров скин-системы при необходимости передачи их на диспетчерский пункт. Система управления позволяет оптимизировать использование потребляемой электроэнергии в зависимости от температуры окружающей воды.

 

Технические решения по системе электрообогрева подводного нефтепровода протяженностью 35,6 км.

Запитка системы электрообогрева.

Индукционно-резистивная система обогрева запитывается по всей длине трубопровода от одного источника питания располагаемого на берегу моря. Напряжение питания системы по данной схеме составит 7500 В.

Нагревательные элементы:

В связи с большой длиной трубопровода и запитке с одной стороны предлагается установить четыре индукционно-резистивных нагревателя. Четвертый нагреватель резервный.

Режимы работы системы электрообогрева.

Индукционно-резистивная система обогрева предусматривает два режима работы:

- стартовый разогрев пустого трубопровода до +20°С в течение не более 20 часов;

- поддержание температуры +20°С перекачиваемого продукта.

Мощность индукционно-резистивной системы обогрева рассчитана из условия компенсации тепловых потерь в стационарном режиме при минимальной температуре окружающей морской воды.

Примечание: для разогрева заполненного трубопровода с заданной мощностью 32 Вт/м потребуется не менее 300 часов.

Таблица 2.6 - Технические характеристики системы ИРСН-1500

Диаметр трубопровода, мм

820

Толщина изоляции, мм

70

Расчетные теплопотери, Вт/м

26,40

Коэффициент запаса, %

20

Удельная мощность обогрева, Вт/м

32,00

Количество скин-труб, шт.

3+1

Длина цепи обогрева, м

41300

Параметры источника питания

6000 В, 50Гц

Полная мощность ИРНС (скин-системы), кВА

1600

Сечение проводника, мм2

40

Диаметр скин-трубы, мм

38х3,5

Напряжение питания ИРНС (скин-системы), В

7500

 

Для обогрева одного нефтепровода длиной 35,6 км и диаметром 820 мм, заглубленного в дно Баренцева моря, необходимо установить на берегу высоковольтный трансформатор напряжением 6/7,5 кВ и мощностью 1600 кВА.

Потребление электроэнергии для данного варианта предложения - 680 тыс. кВт×час в год.

 

2.3.15 Укладка трубопровода

Рельеф морского дна по трассе нефтепровода достаточно ровный, в прибрежной зоне слабовсхолмленный.

В проекте рассмотрено два варианта укладки трубопровода:

- вариант А - с трубоукладочной баржи методом последовательного наращивания одиночных труб;

- вариант Б - длинномерными плетями (L = 920 - 960 м) методом свободного погружения с последовательным отсоединением понтонов.

Опускаемая плеть трубопровода принимает форму S-образной кривой. В верхней части трубопровод опирается на плашкоут, в нижней части – на дно моря, между этими точками трубопровод находится в провисающем состоянии. Расчет напряженно-деформированного состояния S-образной кривой позволяет определить форму упругой линии, изгибающие моменты и напряжения в сечениях трубопровода.

Максимальные напряжения возникают при укладке по S-образной кривой в точке схода с плашкоута и точке соприкосновения провисающей части с дном моря.

В процессе укладки методом свободного погружения трубопровод занимает ряд последовательных положений, каждому из которых соответствует своя расчетная схема. В начальной стадии погружения трубопровод испытывает консольный изгиб, в промежуточной стадии трубопровод принимает форму S-образной кривой, затем плавающий участок трубопровода отрывается от поверхности воды и в завершающей стадии погружения принимает форму параболы с выпуклостью, обращенной вниз.

Основными факторами, определяющими необходимость и величину заглубления трубопровода, являются глубина воды, устойчивость морского дна, воздействие волн, течений, ледовых образований, интенсивность рыболовства и судоходства.

В данном случае для глубины укладки трубопровода определяющим фактором является линия прогнозной деформации и пропашка дна стамухами.

Трубопровод на береговом участке от изобаты 0 м до изобаты 4 м длиной 600 м укладывается в траншею с заглублением в моренный грунт на 4 м до верха забалластированного трубопровода из-за деформации дна в прибрежной зоне равной 1,5м и глубины ледового выпахивания до 1,5 м. От изобаты 4 м до изобаты 12,4 м (ПК37+00) трубопровод постепенно выходит на глубину от дна моря 2,6 м до верха забалластированного трубопровода и на такой глубине укладывается до СМЛОП (изобата 21,8 м). Основным фактором укладки трубопровода в этом районе является пропашка стамухами и небольшая деформация дна.

Для того, чтобы исключить отмораживание грунта теплом продуктов перекачки и сохранить слой вечной мерзлоты на береговом участке протяженностью 350 м трубопровод укладывается на гравийную подушку толщиной 1 м и засыпается гравием на высоту 1 м над верхней образующей трубы, т.е. на этом участке выполнена замена вечномерзлого грунта на гравий фракций от 50 мм до 100 мм.

Транспортировка и укладка плетей трубопровода и одиночных труб выполняется в соответствии с проектом организации строительства.

 

2.3.16 Контроль качества

Общие положения

Контроль качества при строительстве подводного трубопровода осуществляется в соответствии с требованиями ВСН 012 и проекта производства работ, разрабатываемого на стадии реализации проекта, а также в соответствии с требованиями настоящего проекта. Все работы должны осуществляться в соответствии с утвержденным проектом производства работ.

В процессе строительного производства должна вестись документация, подтверждающая выполнение скрытых работ и качество строительства.

 

Неразрушающий и визуальный контроль

Необходимо провести инспекцию внешнего вида каждой трубы. Любая трещина, царапина в покрытии должны быть устранены до того, как подводный трубопровод будет смонтирован, если повреждения обширны, то трубопровод должен быть испытан и подвергнут детальному инспектированию. Особенно тщательно необходимо обследовать повреждения в местах сварных соединений. Секции подводных трубопроводов, обладающие серьезными повреждениями, которые нельзя устранить, должны быть отбракованы.

Сто процентов монтажных сварных стыков трубопровода должны пройти радиографический контроль.

 

Контроль качества материалов

Все материалы, трубы, детали и узлы трубопровода, поставляемые для строительства подводного трубопровода, должны быть сертифицированы в Российской Федерации.

В связи со сложностью строительства и эксплуатации морского подводного трубопровода материал труб должен иметь прочностные характеристики, химическую совместимость основного материала и металла сварного шва, усталостную прочность, трещиностойкость, коррозионную стойкость, отсутствие дефектов в соответствии с техническими условиями на трубы.

Каждая партия труб должна иметь сертификат завода-изготовителя, в котором указывается номер заказа, обозначение стандарта, по которому изготовлены трубы, размер труб и их количество в партии, номера плавок, вошедших в партию, результаты гидравлических и механических испытаний, заводские номера труб и номер партии. Гидравлическому испытанию на заводе-изготовителе подвергаются 100% труб.

Все детали и узлы трубопровода должны иметь технические паспорта.

Материалы, применяемые для противокоррозионной защиты трубопровода, должны иметь технические паспорта или руководства по применению, сертификаты Российской Федерации, а также документы, гарантирующие показатели, оговоренные в контракте на поставку.

Приемка, отбраковка, освидетельствование труб и деталей трубопровода, контроль качества материала для противокоррозионной изоляции должны производиться в соответствии с требованиями нормативных документов.

 

Контроль качества при сварке трубопровода и нанесении антикоррозионного и теплового покрытия

Контроль качества при сварке трубопровода производится в соответствии с требованиями нормативных документов.

Для обеспечения требуемого уровня качества необходимо:

- разработать необходимые мероприятия для достижения требуемого качества и максимальной производительности;

- генподрядчик обязан выдать в письменном виде технологию, по которой будет выполняться сварка, с доказательством, что выполненные по ней сварные швы будут удовлетворять требованиям, предъявляемым к качеству;

- ознакомить сварщиков с принципом работы и наладки машин, проверить квалификацию сварщиков;

- выполнить контроль сварочных материалов, труб и трубных заготовок, запорной арматуры (входной контроль);

- выполнить систематический операционный (технологический) контроль, осуществляемый в процессе сборки и сварки;

- выполнить визуальный контроль (внешний осмотр) и обмер готовых сварных соединений;

- проверить сварные швы неразрушающими методами контроля, т.е. в дополнение к визуальному контролю все законченные сварные швы систематически контролировать рентгеновским способом.

Контроль сварных соединений должен выполняться в соответствии с требованиями стандарта, выбранного для соответствующего вида сварочных работ. 100% монтажных сварных стыков подводного трубопровода должны пройти радиографический контроль.

Контроль качества при нанесении изоляционного и теплового покрытия производится в соответствии с требованиями ТУ1394-011-04005951 и ТУ4936-001-33680607.

При производстве работ необходимо непрерывно производить визуальный контроль подготовки поверхности для нанесения покрытия, качество нанесения покрытия, сохранность покрытия при складировании, транспортировке и укладке трубопровода.

 

Контроль укладки трубопровода

При укладке трубопровода производится контроль в соответствии с требованиями проекта производства работ.

Инспекция дна до укладки трубопровода проводится при помощи малого подводного обитаемого аппарата или водолазами (на мелководном участке).

Инспекция трубопровода после завершения работ по его укладке должна включать:

- определение планового и высотного положения по всей длине трубопровода;

- определение длин и высот свободных пролетов;

- определение положений начальной и конечной точек трубопровода;

- обнаружение мест скопления различного мусора;

- контроль состояния изоляции и трубопровода после укладки;

- определение условий работы системы защиты трубопровода от коррозии и состояние протекторов.

При обнаружении провисов, обнаруженных после укладки трубопровода, длина или высота которых превышает установленные пределы, необходимо провести мероприятия по их устранению.

При образовании провисов в процессе эксплуатации трубопровода в результате размыва или просадки морского дна также необходимо провести мероприятия по их устранению, подбивку грунта под трубопровод.

По окончании укладки трубопровода производится его очистка и испытание в соответствии с проектом производства работ.

 

2.3.17 Испытание трубопровода

Все виды работ, включая пересечение коммуникаций, разработку траншей, наброску гравия, обратную засыпку, инспекцию после монтажа трубопровода, должны быть завершены до проведения заключительных испытаний.

Испытания и связанные с ними операции должны проводиться в соответствии с проектом производства работ.

Перечень обязательных испытаний:

- сваренные плети необходимо испытать предварительно гидравлическим способом на Рисп.=1,5×Рраб. в течение 3 час. в базовых условиях. Испытание каждой штучной трубы выполняется предварительно на Рисп.=1,5×Рраб. в течение 60 сек;

- уложенный на проектные отметки трубопровод промыть водой, заполняя его при помощи насосов;

- после промывки давление в трубопроводе увеличить до испытательного Рисп.=1,25×Рраб. Продолжительность испытания на прочность 12 часов;

- после проверки на прочность снизить давление до рабочего и испытать на герметичность. Продолжительность проверки на герметичность определяется временем, необходимым для осмотра с целью выявления утечек, но не менее 12 часов;

- после завершения испытания на герметичность воду вытеснить перекачиваемым продуктом.

Операцию по очистке полости (промывке) и проверке внутреннего диаметра трубопровода проводить одновременно с первоначальным заполнением трубопровода водой. Растворенные и взвешенные в жидкости вещества, используемые в этой операции, должны быть совместимы с материалом трубопровода и не формировать осадков на внутренней поверхности трубопровода. Перед испытанием необходимо провести отбор и анализ проб воды.

Очистка полости осуществляется промывкой с пропуском поршней ДЗК.

При очистке полости трубопровода удаляются загрязнения - окалина, грат и прочий мусор, попавший в полость трубопровода.

При проверке внутреннего диаметра трубопровода размер диаметра используемого шаблона должен быть не менее 95% от номинального внутреннего диаметра трубопровода. Через трубопровод надо пропустить, как минимум, одно устройство для очистки полости и одно измерительное устройство до заполнения системы продуктом.

 

2.3.18 Система контроля утечек в подводном трубопроводе

Принимая во внимание особенности эксплуатации подводного трубопровода по перекачке нефти, подводный участок трубопровода должен оснащаться системой контроля утечек нефтепродуктов.

Система контроля утечек в подводном трубопроводе выполняет следующие функции:

- непрерывный контроль утечек, т. е. обнаружение утечки и её местонахождение;

- минимальная видимая и обнаружимая величина утечки ≤ 1%;

- точность определения местонахождения утечки – 10% длины трубопровода;

- контроль утечек при нестабильном режиме перекачки и переходных процессах;

Обеспечение вывода сигналов непрерывного контроля состояния трубопровода на ЭВМ оператора;

Обеспечение автоматической программируемой подачи сигналов аварийного состояния, отказа функциональных блоков;

Предотвращение возможности сбоев системы контроля при изменении в трубопроводе рабочих показателей давления, температуры, расхода, режима работы насосов и клапанов, а также при отказе функциональных блоков системы контроля;

Обнаружение утечек в условиях неподвижного потока.

На участках трубопровода от Береговых сооружений до СМЛОП проектом предусматривается контроль целостности трубопровода и утечек нефти. Система контроля утечек предусматривает непрерывный контроль состояния трубопровода, расхода нефти, отслеживает ход технологического процесса с целью обнаружения течей и обрывов трубопровода и формирования управляющего воздействия на САУ ТП добычи нефти с целью недопущения аварийной ситуации и локализации последствий вероятной утечки нефти.

Система контроля утечек (далее – Система) состоит из нескольких уровней реализации. На нижнем уровне установлены расходомеры с дистанционной передачей данных в САУ ТП транспорта нефти (система SCADA). Верхний уровень предусматривает установку программного обеспечения системы на персональный компьютер с отображением информации о состоянии потока на операторской рабочей станции.

Установка расходомера на Берегу, СМЛОП, а также питание приборов и связь с системой SCADA должны быть учтены в проекте на стадии разработки рабочей документации. Проектной организацией должны быть предусмотрены площадки замерных узлов с установкой расходомеров с учетом требований к установке, а также компьютеров потока и консолей для настройки прибора, контроля показаний, формирования выходных сигналов в SCADA Системы. Может быть рассмотрена возможность включения информационного сигнала от расходомеров в САУ установки Береговых сооружений. Компьютер потока устанавливается в шкафу, входящем в комплект поставки расходомера.

Информация о потоке (расходе), давлении и др. от полевой аппаратуры поступает посредством программируемого логического контроллера PLC на выделенный ПК, где происходит обработка информации по алгоритмам программного обеспечения Системы, фиксирующей изменения потока. В случае фиксирования ненормального состояния потока система анализирует возникшую ситуацию и принимает решение относительно дальнейших действий, а если ситуация признана Системой аварийной, в PLC выдается сигнал «Авария», который должен инициировать срабатывание САУ установки береговых сооружений и САУ СМЛОП в режиме противоаварийной защиты (ПАЗ). Алгоритмы ПАЗ разрабатываются в составе САУ ТП отгрузки нефти. Системой предусмотрено протоколирование работы системы и возникших аварийных ситуаций.

Система является самообучающейся, что позволяет ей приспособиться к особенностям реального трубопровода, постепенно уменьшая вероятность ложных срабатываний.

Система непрерывно контролирует состояние трубопровода в режиме стоячего потока и при переходных процессах с минимальной вероятностью ложных срабатываний.

Система гарантирует минимальную вероятность сбоев при изменении в трубопроводе рабочих показателей давления, температуры, расхода, режима работы насосов и клапанов, а также при отказе функциональных блоков системы контроля.

 

2.3.19 Система контроля трубопровода в процессе эксплуатации

В процессе эксплуатации трубопровода эксплуатирующая организация обязана проводить контроль состояния трубопровода и обеспечивать поддержку критически важных параметров в установленных проектом пределах. Для этого необходимо учитывать следующие данные:

- контроль давления в трубопроводе;

- контроль температуры транспортируемого продукта;

- расход, плотность и вязкость транспортируемого продукта;

- параметры, определяемые в системе контроля коррозии.

Через определенные интервалы времени необходимо обеспечивать инспекцию всего защитного оборудования трубопровода, включая оборудование для контроля давления и защиты от превышения давления, а также системы аварийного отключения.

 

2.3.20 Контроль состояния трубопровода

 

Контроль состояния потока

Контроль состояния потока (давление, расход, температура, плотность) в трубопроводе осуществляет система контроля утечек в соответствии с разделом 2.3.18.

Целью системы контроля состояния потока является контроль рабочих параметров в период эксплуатации трубопровода в рамках допустимых пределов.

 

Контроль состояния внутренней поверхности

Инспекция внутренней коррозии выполняется для того, чтобы подтвердить сохранение целостности системы трубопровода, т.е. это оценка состояния в отношении внутренней коррозии, влияющей на способность системы выдерживать внутренние и внешние рабочие нагрузки.

Инспекцию внутренней коррозии труб обычно выполняют с использованием диагностических устройств или с помощью приборов для измерения толщины стенок магнитным, ультразвуковым или индукционным методом.

Для мониторинга коррозии выполняется следующее:

- анализ жидкости, т.е. мониторинг физических параметров жидкости и отбор проб для химического анализа на коррозионноактивные компоненты, ингибиторы коррозии и продукты коррозии;

- измерение толщины стенок в месте эксплуатации, т.е. повторное измерение толщины стенки на определенных участках с использованием переносного или стационарного оборудования.

Важно правильно выбрать месторасположение оборудование для мониторинга. Предпочтительным являются места вероятного скопления водной фазы. Сварные швы, особенно кольцевые, более подвержены локализованным воздействиям, чем основной материал. Критическими участками для мониторинга коррозии являются колена и другие местные гидравлические сопротивления.

 

2.3.21 Выводы

Для обеспечения надежности при эксплуатации трубопровода проектом приняты следующие технические решения:

- в проекте рекомендуется и рассматривается двухниточная конструкция подводного трубопровода;

- трубопровод из электросварных прямошовных труб диаметром 820х20,5мм, изготовленных по ТУ 14-3-1573 с изм.2, марка стали 10Г2ФБЮ, уровень качества I;

- пассивная защита трубопровода осуществляется путем нанесения трехслойного наружного защитного покрытия на основе экструдированного полипропилена по ТУ1394-011-04005951 на одиночные трубы в заводских условиях;

- укладка забалластированного трубопровода выполняется с заглублением в грунт по всей трассе;

- для исключения отмораживания дна теплом продуктов перекачки и сохранения слоя вечной мерзлоты на береговом участке протяженностью 230 м трубопровод укладывается на гравийную подушку толщиной 1 м с засыпкой гравием на высоту 1 м над верхней образующей трубы, с тепловой изоляцией трубопровода протяженностью 350 м из полиуретана;

- соединение трубопровода со стояком СМЛОП осуществляется поворотным фланцем;

- соединение с трубопроводом на суше осуществляется через электроизолирующую муфту.

В проекте рассмотрены варианты прокладки трубопроводов по конструкции трубопровода, методам его укладки, величинам и способам его заглубления.

Величина заглубления уточняется после проведения изысканий на стадии РД, в работе рассмотрены варианты заглубления трубопровода на 2,5 м и 1,5 м от верха трубы.

При сравнении вариантов, рассмотренных в ТЭО (проект) наиболее эффективными, в зависимости от способа укладки, являются варианты:

1А-3 - предусматривающий укладку трубопровода с трубоукладочной баржи, с противокоррозионной трехслойной изоляцией на основе экструдированного полипропилена, с тепловой изоляцией прибрежного участка трубопровода из полиуретана, нанесенного в заводских условиях по эпоксидному праймеру, с разработкой и засыпкой траншеи земснарядом и плужным устройством, заглубление 1,5 метра до верха трубы;

1Б-3 - предусматривающий укладку трубопровода длинномерными плетями, с противокоррозионной трехслойной изоляцией на основе экструдированного полипропилена, с тепловой изоляцией прибрежного участка трубопровода из полиуретана, нанесенного в заводских условиях по эпоксидному праймеру, с разработкой и засыпкой траншеи земснарядом и плужным устройством, заглубление 1,5 метра до верха трубы.

 

 

3 Структура и состав СМЛОП

3.1 Организация, структура и численность персонала СМЛОП

3.1.1. Организация труда

Предполагается, что персонал СМЛОП будет работать в две смены без выходных дней в течение двух недель, проживая на СМЛОП. Продолжительность рабочей смены - 12 часов. Одновременно будет заменяться только половина персонала со сдвижкой в одну неделю. Это позволит снизить период адаптации вновь прибывшего персонала и влияние смены вахт на производительность и безопасность труда.

В период неблагоприятных погодных условий может возникнуть необходимость в продлении периода работы бригады, дольше, чем плановые две недели. В таком случае, им будет выплачена компенсация за дополнительные проработанные дни.

 

3.1.2 Численность персонала

Численность персонала СМЛОП определена из условия двухсменной работы на основании анализа возлагаемых на него задач и составляет 8 чел, что соответствует международной практике.

Таблица 3.1 - Структура и численность персонала МОП

Должность

Решаемые задачи

Дневная смена

Ночная смена

Начальник

Общее руководство, связь

1

 

Помощник начальника (боцман)

Руководство сменой, связь, медобеспечение, снабжение

 

1

Оператор ШГУ

Швартовно-грузовые операции, обслуживание электрического оборудования

1

 

Оператор ШГУ

Швартовно-грузовые операции, обслуживание механического оборудования

 

1

Механик

Обслуживание энергоустановки и систем

1

 

Матрос

Палубные операции, уборка снега и льда, ремонтно-профилактические работы

1

1

Матрос-кок

Приготовление пищи, уборка помещений, уборка снега и льда

1

 

Численность смены

5

3

Численность персонала

8

 

 

3.2 Охрана труда

Обеспечение безопасности жизни и здоровья персонала будет осуществляться путем выполнения комплекса организационных (инструкции, обучение, инструктаж) и технических (вентиляция, ограждение опасных зон, освещение, средства индивидуальной защиты и т.д.) мероприятий, предусмотренных действующими нормативными документами по охране труда и безопасности:

- «Правилами по охране труда при эксплуатации нефтебаз и автозаправочных станций» ПОТ РО-112-001-95;

- «Правилами охраны труда в морских портах» ПОТ РО-152-31.82.03-96;

- «Требованиями техники безопасности к общему расположению, устройствам и оборудованию морских судов» РД 31.81.01-88;

- «Правилами техники безопасности на судах Морского флота» РД31.81.10-91;

Будут также использованы другие международные, российские и ведомственные правила и нормы, приведенные в «Перечне нормативной документации», в которых регламентируется охрана труда и меры безопасности.

 

3.3 Требования к квалификации работников

Хорошо обученный персонал является ключевым условием безопасности и охраны окружающей среды при эксплуатации СМЛОП.

Для каждого работника будут разработаны и внедрены должностные инструкции, планы, программы обучения и повышения квалификации.

Особое внимание при подготовке персонала будет уделено вопросам реагирования в чрезвычайных/аварийных ситуациях.

Весь персонал СМЛОП до начала исполнения своих обязанностей пройдет обучение по основным вопросам, правилам техники безопасности и охраны окружающей среды применительно к особенностям указанного сооружения.

В процессе обучения каждый работник изучит:

- характеристики, особенности конструкции, оборудования и эксплуатации причала;

- инструкции по эксплуатации оборудования, к эксплуатации/обслуживанию которого он допущен;

- технологию работ на СМЛОП в целом и детально, в части его касающейся;

- инструкции по выживанию в морских условиях в чрезвычайных ситуациях;

- инструкцию по борьбе с пожарами;

- руководители, в дополнение к выше указанной тематике, пройдут обучение по следующим вопросам;

- организация и управление морскими транспортными системами;

- принятие решений в условиях различной полноты информации;

- управление кризисными ситуациями в морском транспорте в условиях Арктики;

- реагирование на чрезвычайные ситуации, возможные при эксплуатации СМЛОП.

Степень подготовленности личного состава ВОТ будет проверяться учениями, тренировками, инспекторскими проверками.

 

3.4 Расположение жилищно-бытовых и служебных помещений

3.4.1 Основные принципы компоновки помещений

Обеспечение безопасности обслуживающего персонала и создание, по возможности, достаточно комфортных условий для его проживания и отдыха

Выделение зон безопасности и размещение в этих зонах оборудования (прежде всего электрического), адекватного требованиям, вызванным спецификой условий в этих зонах.

Обеспечение безопасной погрузки/выгрузки грузов, необходимых для нормальной эксплуатации СМЛОП, и высадки/снятия обслуживающего персонала.

Минимизация протяженности коммуникационных сетей (трубопроводов, линий электропередач).

 

3.4.2 Обитаемость СМЛОП

Общее расположения жилищно-бытовых и служебных помещений выполнено в соответствии с требованиями СТУ на проектирование морского отгрузочного причала для Варандейского нефтяного терминала.

При проектировании учтены нормативные документы по обеспечению санитарно-гигиенических требований при проектировании, строительстве и эксплуатации.

Жилой блок сформирован в составе верхнего строения СМЛОП, располагается на одной палубе. Номенклатура жилищно-бытовых помещений и их ориентировочные площади указаны в таблице 3.2

Таблица 3.2 - Показатели обитаемости СМЛОП

№

Показатель

Значение

1

Численность персонал

8 человек

2

Вахтовое обслуживание

Продолжительность вахты 14 суток

3

Продолжительность смены

12 часов

4

Резервные места для временного размещения ремонтных бригад,

4 места

5

Автономность по запасам питьевой воды и продуктов питания

30 суток

6

Аварийный запас продуктов

15 суток

Номенклатура помещений

7

Жилые помещения:

1 - блок-каюта

7 - одноместных кают с

совмещенными санузлами

2 - двухместные каюты (запасные места)

 

20 м2

 

9,5 м2

13 м2

8

Кают-компания

12 посадочных мест, 28 м2

9

Кладовой чистого белья со стиральной машиной

3 м2

10

Раздевалка и помещение для хранения рабочей одежды

7 м2

11

Сушильня рабочей одежды

2,7 м2

12

Сауна с душевой и раздевалкой

2 места, 7,5 м2

13

Медицинская каюта.

6 м2

14

Камбуз с буфетной и продовольственной кладовой

13 м2

15

Туалет для работающей смены

Вход с открытой палубы

16

Помещения для курения

Не предусмотрено (курение на СМЛОП запрещено)

17

Высота обитаемых помещений в свету

Не менее 2100 мм

18

Системы отопления помещений

Система зимнего кондиционирования (воздушного отопления с увлажнением поступающего воздуха)

19

Резервная система отопления

Система электрического отопления.

20

Система водоснабжения

Единая питьевой и мытьевой воды.

21

Цистерна питьевой воды

Вкладная, более 6 м3 , 150 литров на 1 человека в сутки

22

Система сточных и хозяйственно-бытовых вод

единая система

 

3.5 Жилые помещения

Для начальника СМЛОП предусмотрена блок-каюта. Все остальные каюты в жилом блоке оборудуются по одной проектной документации (унифицированы).

Жилой блок имеет 2 выхода на открытые участки палубы и аварийный выход в убежище. Выходы расположены на противоположных бортах. Один из них непосредственно из коридора, а второй через раздевалку и помещение рабочей одежды. Выходы оборудованы тамбурами с тепловой завесой.

Аварийный выход обеспечен через люк в крыше надстройки по опускающемуся складному трапу. В качестве складного трапа рассмотрена модель Ses-Basic Marine Evacuation System, одобренная Board of Steamship Inspection Transport Canada.

Помещения жилого блока, отвечают требованиям раздела 2.1. «Санитарных правил для плавучих буровых установок».

Требования к физическим факторам среды обитания будут соответствовать СТУ.

Мебель и предметы оборудования в помещениях жилого блока предусмотрены трехслойной конструкции; облицованные пластиком, имитирующим ценные породы древесины. Кресла, стулья, диваны во всех помещениях - композитные на металлическом каркасе.

Каюты оборудуются одним иллюминатором (окном), который открывается внутрь каюты.

В каждой каюте предусмотрен индивидуальный санитарный узел, оборудованный унитазом и умывальником и душем.

Блок-каюта руководителя дополнительно оборудуется:

- рабочим местом руководителя МОП;

- пультом громкоговорящей связи;

- монитором производственного телевидения;

- ПЭВМ, интегрированной с контрольными и информационными системами КСУТС;

- принтером;

- малогабаритным ксероксом;

- сейфом;

- металлическим шкафом для хранения документации.

Каюта персонала (включая, резервные каюты) дополнительно оборудуются металлическими шкафами для хранения документации по заведованию.

 

3.6 Общественные и бытовые помещения

Кают-компания оборудована столами на 12 посадочных мест диванами. В ней размещены телевизор и музыкальный центр.

Специального помещения для курения не предусматривается. Должен быть введен режима «запрет курения» на все время пребывания на СМЛОП вахтового персонала и прикомандированных лиц.

В помещении для хранения белья и бытового обслуживания устанавливается следующее оборудование:

- металлический шкаф для хранения комплектов чистого постельного белья в унифицированной транспортной таре;

- металлический шкаф для хранения комплектов чистого столового белья и чистой санитарной одежды для персонала пищеблока в унифицированной транспортной таре;

- металлический шкаф для хранения моющих средств и других банно-прачечных принадлежностей.

Раздевалка имеет вход с открытой палубы и оборудована шкафами для рабочей одежды и спецобуви. Рядом размещено помещение с сушильными шкафами и ящиком для грязного белья.

Предусмотрена сауна с душевым помещением на 2 человека вблизи рабочей раздевалки.

Медицинская каюта оснащена в соответствии табелю снабжения медицинским оборудованием, инструментарием, медикаментами и аптечками.

Камбуз располагается в непосредственной близости от кают-компании и оборудован малогабаритным хлебопекарным оборудованием электроплитами, посудомоечной машиной и прочим соответствующим оборудованием.

Для хранения продовольственных продуктов в камбузе предусмотрена кладовая, оборудованная холодильными шкафами и стеллажами для сухих продуктов.

Табель снабжения имуществом будет разработан и согласован с Заказчиком на последующих стадиях проектирования.

 

3.7 Производственные и служебные помещения

Все управление СМЛОП и его техническими средствами сосредоточено в едином центральном посту управления (ЦПУ). ЦПУ располагается на одной палубе с жилыми помещениями. Это упрощает системы жизнеобеспечения.

В ЦПУ имеются пульты контроля и управления:

- энергетической установкой;

- швартовно-грузовым устройством;

- средствами пожаротушения;

- системами жизнеобеспечения;

- аварийно спасательными средствами;

- средствами связи.

В ЦПУ предусмотрены иллюминаторы с электрообогревом.

На этой же палубе расположено помещение для вентиляторов и кондиционеров, что позволяет сократить протяженность систем и снизить потери.

Кают-компания при пожаре используется как помещение-убежище для персонала, для чего оборудуется соответствующим образом, в том числе туалетом и автономной вентиляцией. Из помещения-убежища проработан маршрут эвакуации к спасательным шлюпкам и устройствам эвакуации (типа гибких рукавов, опускающихся до поверхности льда или воды).

На поворотном строении размещены кабины оператора ШГУ (описание кабины приведено отдельно) и кабина управления полетами вертолета.

На верхней палубе находятся контейнер-помещение аварийного дизель-генератора со щитовой. Там же помещен контейнер-кладовая боцманского и уборочного инвентаря, аварийно-спасательного имущества.

В опорном блоке размещаются:

- склад-мастерская;

- помещение КИП/оборудования связи;

- главная щитовая;

- главный генератор;

- паровые котлы;

- установка обработки пресной воды;

- камера приема скребков;

- камера запуска скребков.

4 Инженерное оборудование, сети и системы СМЛОП

4.1 Решения по водоснабжению, канализации, теплоснабжению, энергоснабжению, вентиляции и кондиционирования воздуха

4.1.1. Бытовые системы

Система бытового водоснабжения предусматривается как единая система пресной воды питьевого качества, подающая воду к потребителям жилого блока и камбуза, в банно-прачечный блок и на промывку унитазов.

Подача воды производится автоматически от одной из двух цистерн хранения пресной воды при помощи электронасоса с подачей 4 м3/ч и напором 0,4 МПа и пневмоцистерны объемом 0,5 м3.

Пополнение запаса пресной воды осуществляется с берега судном обеспечения и при необходимости может дополнительно проводиться от опреснительной установки с последующей минерализацией. Подаваемая вода к потребителям проходит обеззараживание в бактерицидном аппарате ультрафиолетовыми лучами и в фильтре-дезодораторе.

Предусматривается подача горячей воды к потребителям, для чего устанавливается паровой водонагреватель и циркуляционный электронасос с подачей 1 м3/ч и напором 0, 1 МПа, работающие в автоматическом режиме.

Система сточных вод отводит сточные (черные) воды от унитазов и из медицинского пункта и хозяйственно-бытовые (серые) воды от умывальников и банно-прачечного блока соответственно в цистерны сбора сточных и хозяйственно-бытовых вод. Удаление стоков из этих цистерн на суда обеспечения производится электронасосами сточных и хозяйственно-бытовых вод с подачей 30 м3/ч и напором 0,4 МПа. Предусматриваются резервные электронасосы.

 

4.1.2 Трюмные системы

Стоки из безопасных машинных помещений производятся через шпигаты в цистерну безопасных стоков. Стоки из помещений, относящихся к взрывоопасным технологическим помещениям, производятся через шпигаты в цистерну опасных стоков.

Осушение цистерн опасных и безопасных стоков производится самостоятельными насосами с подачей по 30 м3/ч и напором 0,4 МПа на суда обеспечения. Предусматриваются резервные насосы.

Сброс воды от тушения пожаров осуществляется в центральную балластную цистерну. Удаление такой воды должно производиться на судно обеспечения с использованием насоса для откачки стоков дренчерной системы.

 

4.1.3 Теплоснабжение

Для отопления помещений, где требуется поддерживать положительную температуру, и не предусмотрена система зимнего кондиционирования воздуха, за исключением помещений во вращающейся части СМЛОП, предусматривается система парового отопления.

Хозяйственное пароснабжение обеспечивает работу воздухонагревателей кондиционеров и систем вентиляции, водонагревателя бытового водоснабжения, пропаривание цистерн сточных вод.

Отопление помещений во вращающейся части СМЛОП будет осуществляться с помощью электрообогрева батарейного типа.

Там, где требуется обогрев помещений, предусматривается паровой змеевик в системе подачи вентиляционного воздуха вместо системы кондиционирования воздуха или электронагревателей.

Пар является основной средой, обслуживающей системы кондиционирования и обогрева воздуха ниже вращающейся части СМЛОП, системы бытового водоснабжения и участки емкостей хранения.

 

4.1.4 Системы вентиляции и кондиционирования воздуха

Расчетные параметры воздуха внутри помещений и отсеков приняты согласно соответствующим разделам Санитарных правил для плавучих буровых установок. Помещения на СМЛОП оборудуются искусственной или естественной вентиляцией согласно санитарным правилам и нормам.

Предусматривается одноканальная система обогрева воздуха для обслуживания помещений участка СМЛОП в зимнее время, а в летнее время обогрев не предусмотрен.

Для обслуживания жилых отсеков предусмотрены два кондиционера.

Первый кондиционер с производительностью ~ 4000 м3/ч обслуживает жилые и общественные помещения, пост управления и медицинский пункт, второй с производительностью ~ 1400 м3/ч - камбуз. В кондиционерах в зимнее время предусматривается подогрев воздуха в паровых воздухонагревателях. Увлажнение воздуха при помощи пара производится в первом кондиционере.

Для удаления воздуха из столовой, камбуза, банно - прачечного блока и туалетов устанавливаются вытяжные вентиляторы.

Помещение энергетической установки (ЭУ) оборудуется приточно-вытяжной вентиляцией для удаления тепловыделения оборудования и поддержания в помещениях требуемой температуры воздуха.

В помещениях, обслуживающих технологический процесс, предусмотрены системы искусственной и естественной вентиляции для соблюдения требований по температуре и давлению.

В помещениях оборудования системы нефтеперегрузочного комплекса и вспомогательных технологических систем, относящихся к категории взрывоопасных помещений, предусматривается автономная вытяжная вентиляция с 10-ти кратным воздухообменом в обычном режиме и 20-ти кратным в аварийном режиме. Приток воздуха в эти помещения – естественный с подогревом в паровых воздухонагревателях.

 

4.2 Инженерное оборудование: электрооборудование, электроосвещение, системы связи и навигации, противопожарные устройства

4.2.1 Электрооборудование

Электроэнергетическая система (ЭЭС) предназначена для обеспечения электроэнергией производственных и бытовых электропотребителей СМЛОП.

Основные напряжения, принятые для ЭЭС СМЛОП:

- 400 В, 50 Гц – напряжение генераторов основной и аварийной электростанции;

- 380 В, 50 Гц – для электродвигателей ШГУ и электроприводов основных механизмов;

- 220 В, 50 Гц - для сетей освещения, камбуза, медицинского оборудования, нагревательных приборов и систем автоматики;

- 24 В постоянного тока - для электронных устройств, систем аварийного отключения, систем сигнализации.

В электроэнергетической системе предусмотрены основная и аварийная электростанции, располагаемые на разных уровнях СМЛОП.

В состав основной электростанции входят три дизель-генератора мощностью около 450 кВт, каждый. Дизель-генераторы укомплектованы синхронными бесщёточными генераторами напряжением 400 В, 50 Гц.

Все режимы работы СМЛОП будут обеспечиваться работой одного или двух дизель-генераторов основной электростанции. Третий дизель-генератор находится в горячем резерве.

В состав аварийной электростанции, независимо от варианта комплектации основной электростанции, входит один дизель-генератор (АДГ) мощностью около 200 кВт. Дизель-генератор укомплектован синхронным генератором на напряжение 400 В, 50 Гц. Мощность АДГ уточняется на последующих стадиях проектирования.

Аварийный распределительный щит (АРЩ) будет получать питание от автоматически запускаемого АДГ при исчезновении напряжения на кабельной перемычке от главного распределительного щита (ГРЩ).

При работе основной электростанции питание распределительных секций АРЩ осуществляется от ГРЩ по кабельной перемычке.

В качестве резервных источников электроэнергии предусмотрены аккумуляторные батареи и системы бесперебойного питания достаточной мощности, обеспечивающие питание систем связи, сигнализации и аварийного освещения в течение времени, определяемого нормативными документами.

Электрооборудование палубных, вспомогательных и бытовых механизмов

В качестве электроприводов вспомогательных механизмов применяются асинхронные электродвигатели с прямым пуском от трёхфазной сети напряжением 380 В, 50 Гц посредством магнитных пускателей или щитов управления.

 

4.2.2 Освещение

На СМЛОП будут предусмотрены следующие виды освещения:

- основное (внутреннее и наружное);

- аварийное;

- аварийное низкорасположенное;

- переносное;

- прожекторы.

Основное освещение будет выполнено напряжением 220 В, 50 Гц переменного тока, получающего питание от секции ГРЩ через распределительные щиты освещения.

Аварийное освещение будет выполнено напряжением 220 В, 50 Гц переменного тока и будет являться частью основного освещения, получающего питание от АРЩ через распределительный щит освещения.

Для освещения мест прохода и посадки в спасательные средства будет предусмотрено временное аварийное освещение напряжением = 24 В.

Для постоянного освещения путей эвакуации будет выполнено низкорасположенное освещение напряжением = 24 В.

Переносное освещение выполняется от штепсель- трансформаторов напряжением = 12 В. Питание электроинструментов – от штепсель- трансформаторов напряжением 24 В.

Для освещения открытых частей СМЛОП и забортных пространств в местах выполнения грузовых операций будут предусмотрены прожекторы заливающего света.

Наружное освещение будет включаться и выключаться централизованно из центрального диспетчерского поста.

Основное и аварийное освещение на терминале будет выполнено:

- светильниками с люминесцентными лампами и светильниками с лампами накаливания;

- низкорасположенными светильниками (ленточного типа);

- прожекторами;

-мелкогерметичной аппаратурой (выключатели, розетки, соединительные коробки).

Осветительная арматура сетей освещения с люминесцентными лампами и лампами накаливания будет следующего исполнения:

– водонепроницаемого исполнения – жилые и служебные помещения;

– водонепроницаемого исполнения (из алюминия и цинка) – машинные помещения, камбуз, прачечные и т.д.;

– водонепроницаемого исполнения (из нержавеющей стали IP67) – открытые части;

– взрывозащищенного исполнения – участки прохода грузовых труб, аккумуляторная.

Всё осветительное оборудование будет заземлено третьей жилой кабеля.

 

4.2.3 Системы связи и сигнализации

Системы связи Варандейского отгрузочного терминала будут обеспечивать речевую связь и передачу данных в пределах платформы, а также между платформой, танкерами и береговыми объектами.

Системы связи должны соответствовать требованиям российских стандартов, где это применимо, и/или требованиям других признанных международных стандартов.

Различные подсистемы будут объединены в одну общую систему связи, которая должна будет удовлетворять не только потребности отгрузочного терминала, связанные с его эксплуатацией и безопасностью, но и потребности, связанные с отдыхом персонала.

Система связи должна включать высоконадежную и готовую к эксплуатации систему передачи звуковой речи и данных между берегом и экспортным терминалом. Это должно быть основано на системе спутниковой связи с использованием 2 спутниковых тарелок (для обеспечения эксплуатационной готовности).

Предусматривается активная система звуковой и визуальной сигнализации во всех рабочих зонах СМЛОП на случай нештатной ситуации. Система также будет включать средства речевого оповещения для предоставления специальной информации, касающейся конкретной нештатной ситуации.

Для связи СМЛОП с подошедшими танкерами предусмотрена система радиотелеметрической связи, включая систему бесперебойной передачи данных «Green line» для контроля статуса до и во время перекачки, а также канал передачи речевых сигналов.

Для СМЛОП требуются также следующие системы:

- Система оповещения/общей сигнализации – эта подсистема представляет собой сдвоенную систему с питанием от ИБП;

- Система радиосвязи на средних/ коротких волнах – эта подсистема представляет собой дублированную систему, которая может использоваться в качестве альтернативной резервной системы связи с аварийными службами через ближайший пост береговой охраны и береговым постом управления;

- Сдвоенная система с ненаправленным маяком;

- Аварийные радиомаяки для обнаружения и радиолокационные ответчики SART;

- Метеорологическая система;

- Внутренняя автоматическая телефонная станция PABX;

- ОВЧ и УВЧ радио системы.

Морские системы загрузки, состоящие из:

а) Радиотелеметрическая система “Green line” фирмы Adtranz для операций закачки между платформой и загрузочным танкером снабжения.

б) Для определения точного положения танкера снабжения по отношению к платформе во время операции по загрузке, необходима позиционная система DARPS, с использованием спутниковых систем GPS/GLONASS.

Обе системы взаимодействуют друг с другом через радиолинии УВЧ (чм):

- Замкнутая телевизионная система

- Система бесперебойного питания оборудования связи

- Система работы с данными в глобальной вычислительной сети/ локальной вычислительной сети (WAN/LAN), имеющая сопряжение с системой SCADA, система управления сетью.

 

4.2.4 Системы пожаротушения. Пожарная защита

В зависимости от вида пожарной опасности средства активной пожарной защиты выбираются из следующего перечня:

- Системы пожарного затопления

- Многоструйные системы

- Системы водяного тумана

- Спринклерные системы

- Лафетные стволы (стационарные и передвижные)

- Гидранты

- Пожарные шланги на барабанах

- Системы газового тушения (углекислотные, Inergen, FM200 или подобные)

- Системы порошкового тушения

- Переносные/колесные огнетушители

- Шланги для тушения двухкомпонентным составом

- Передвижные пенные огнетушители.

Система водяного пожаротушения обеспечивает подачу не менее 2-х струй забортной воды в любую точку СМЛОП через стволы ручные Ду 50 со спрыском 12,5 мм к возможным очагам пожара, а также подачу воды в систему пенотушения и водораспыления. Система обслуживается двумя центробежными дизель - пожарными насосами с подачей по 400 м3/ч и напором 1,2 МПа. Подача воды во вращающуюся часть СМЛОП будет производиться по вертлюгу.

Для возможности работы системы водяного пожаротушения с постоянным поддержанием давления в магистрали устанавливается один электронасос с подачей 63 м3/ч и напором 1,2 МПа, обеспечивающий работу двух пожарных стволов и одного переносного пеногенератора.

Система пенотушения является основным средством тушения пожара на вертолетной площадке и грузовой зоны на открытой части СМЛОП.

Согласно требованиям гражданской авиации для подачи пены на посадочную площадку вертолета на СМЛОП будут установлены два лафетных ствола, при этом расчетные параметры системы пенотушения будут определяться по работе одного ствола.

Для обеспечения интенсивности подачи пены не менее 0,137 л/с на 1 м2 площадки производительность лафетного ствола составит 3700 л/мин (по раствору). Подача воды обеспечивается пожарными насосами.

Система водораспыления предусматривается для защиты технологического помещения скребков. Интенсивность подачи воды на защищаемую площадь составит ~ 351 м3/ч при норме подачи 0,51 л (м2с)....

Система газового пожаротушения предусматривается для тушения пожара в МКО и помещении АДГ. Систему обслуживает газовая установка высокого давления, включающая 25 баллонов (по 45 кг огнетушещего средства в каждом). Система размещается в станции пожаротушения.

 

4.2.5 Автоматизация управления инженерными системами

Системы управления и связи на СМЛОП:

- общее управление загрузкой танкеров из берегового поста управления;

- пост управления СМЛОП в жилом модуле;

- отдельный пост управления действиями вертолетов;

- система управления, основанная на технологии SCADA (система диспетчерского контроля и сбора данных);

- автономные системы аварийного отключения пожарной и газовой сигнализации;

- 3 уровня отключения;

- Основной системой связи СМЛОП с береговым постом управления будут являться спутниковые системы связи;

СМЛОП должен быть оснащен комплексной системой управления техническими средствами. В состав комплексной системы управления техническими средствами должны входить следующие подсистемы:

- дистанционного автоматизированного управления ШГУ;

- управления, контроля и сигнализации электроэнергетического комплекса;

- управления, контроля и сигнализации вспомогательным оборудованием и механизмами.

Подсистема управления, контроля и сигнализации электроэнергетического комплекса должна предусматривать:

- управление ЭЭС и дизель-генераторов;

- дистанционный контроль ЭЭС и дизель-генераторов с постоянной индикацией основных параметров электроэнергии;

- АПС при достижении предельных значений параметров работы ЭЭС и ДГ;

- Дистанционный контроль за работой АДГ и АРЩ.

Подсистема управления, контроля и сигнализация вспомогательным оборудованием должна предусматривать:

а) Автоматическое управление следующими механизмами:

- пожарные насосы P50002 А/В

б) Дистанционное управление следующими механизмами:

- топливоперекачивающие насосы P63003A/B

- компрессора пускового воздуха Z61004A/B

- пожарные насосы P50001A/B

- насосы осушительные не опасных стоков P53002A/B

- насосы осушительные опасных стоков P53005A/B

- насосы откачки «черных» и «серых» вод P54001A/B и P54004A/B

- вентиляторы Н85003-Н85007

- вентиляторы Н84001-Н84017

- насос пенообразователя P50003

- вентиляторы и нагреватели Н84018-Н84022

в) Необходимый контроль и сигнализации следующих систем:

- топливная;

- масляная;

- пускового воздуха;

- охлаждения забортной воды;

- конденсатно-питательная;

- система СО2 (SDC51001);

- водопожарной;

- цистерны опасных и неопасных стоков;

- цистерны «серых» и «черных» вод;

- вентиляции технологических помещений и машинных помещений;

- кондиционирования воздуха;

- пенотушения.

Автоматическая работа будет предусмотрена в локальных схемах автоматики с выводом в подсистему сигнализации о работе и неисправности механизмов.

Дистанционно-управляемые механизмы и устройства имеют местные посты управления.


5 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

5.1 Данные о планируемой динамике отгрузки нефти

Прогнозируемые объемы отгрузки нефти с использованием создаваемого СМЛОП, впрямую зависящие от динамики ее добычи на месторождениях варандейской и северной групп, будут нарастать и к 2010 г. достигнут ок. 12,5 млн. тонн, а к 2013 г превысят 14,8 млн. тонн, после чего начнут несколько сокращаться. В табл. 5.1 представлена прогнозируемая динамика отгрузки нефти с Варандейского отгрузочного терминала на ближайшие 15 лет.

Таблица 5.1 - Прогнозируемые объемы отгрузки нефти в танкеры, млн. т.

Годы

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Объем отгрузки

0,849

1,920

2,558

5,232

8,586

10,588

12,549

14,281

Годы

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Объем отгрузки

14,692

14,853

14,724

13,390

11,346

9,798

8,291

7,731

 

Как показала оценка пропускной способности ВОТ, принятые проектные решения позволяют обеспечить вывоз максимального годового объема нефти со СМЛОП до 12,5 млн. т. с учетом простоев по гидрометеорологическим условиям. Для этого потребуется 4 челночных танкера дедвейтом 70000 т. На начальных стадиях эксплуатации (в 2005-2009 годах) может использоваться меньшее количество танкеров или имеющиеся танкеры ледового класса меньшего дедвейта (типа «Астрахань»).

 

5.2 Краткая характеристика и обоснование решений по технологии отгрузки нефти

5.2.1 Описание технологии отгрузки

Сырая нефть с берегового резервуарного парка от насосной станции по двум подводным трубопроводам поступает на СМЛОП. Протяженность каждого трубопровода составляет около 36 км, из которых 35 проходит по дну моря. Вблизи морского дна трубопроводы стыкуются со стояками отгрузочной системы СМЛОП. Нефть проходит по двум упомянутым стоякам, собирается в один трубопровод и поступает через нефтяной вертлюг в трубопроводы швартовно-грузового устройства, проложенные в грузовой стреле. Далее нефть проходит через поворотное соединение и шланг диаметром 20" и на танкер.

Швартовка танкера к СМЛОП осуществляется бесконтактным способом. Комплекс рассчитан на круглогодичную загрузку нефтью танкеров дедвейтом от 20000 до 70000 тонн.

Предусмотрена отгрузка нефти различного качества. Нефть с высокой температурой застывания будет подаваться с БРП в нагретом состоянии.

 

5.2.2 Режимы эксплуатации

Предусматривается четыре режима эксплуатации СМЛОП:

- Отгрузка с СМЛОП;

- Циркуляция нефти;

- Отгрузка с АППТ;

- Очистка скребками.

 

Отгрузка со СМЛОП

После установления «зеленой линии» начинается подача нефти с берегового терминала. Нефть поступает на СМЛОП с резервуарного парка по двум изолированным трубопроводам диаметром 820 мм. Из трубопроводов нефть проходит через поворотное соединение в стрелу. Отгрузка на танкер осуществляется через гибкий шланг диаметром 20" и быстроразъемное соединение на носу танкера.

Максимальный и нормальный темпы отгрузки на каждой линии составляют 6000 и 3000 м3/ч. Давление нефти, поступающей в основание СМЛОП, равно 11 бар (м) при температуре 20°C.

По окончании отгрузки береговые насосы останавливаются, соединение шланга герметизируется и шланг отсоединяется от танкера.

 

Циркуляция нефти

В периодах между операциями отгрузки осуществляется циркуляция нефти во избежание ее охлаждения ниже температуры загустевания и, вследствие этого, образования геля или осаждения парафинов.

Предусматриваются следующие виды циркуляции:

- циркуляция с берега на СМЛОП;

- циркуляция в шланге;

- циркуляция с берега на СМЛОП и АППТ.

Подробное описание приведено в документе «Описание технологического процесса».

 

Отгрузка с АППТ

АППТ может отгружать нефть только с низкой температурой загустевания и низкой вязкостью во избежание образования гелевых пробок в трубопроводах и шланге АППТ. Максимальный темп отгрузки составляет 2500 м3/ч, т.е. 1250 м3/ч на каждом участке линии или 2500 м3/ч в одной линии на АППТ при давлении 5 бар (м) и температуре 20 °С на АППТ.

 

Очистка скребками

Регулярная очистка трубопроводов необходима для уменьшения слоя осажденного парафина до приемлемой толщины. Будут использованы скребки, создающие перед собой парафиновую взвесь. Периодичность операций очистки определяется в ходе эксплуатации, и будет зависеть от содержания парафинов в конкретных партиях нефти.

 

5.2.3 Состав основного технологического оборудования

Основным назначением СМЛОП является отгрузка нефти в танкер, удерживаемый возле него. В состав технологического оборудования входят швартовно-грузовое устройство (ШГУ) и грузовая технологическая система, размещенная в опорном основании.

ШГУ выполнено в виде полноповоротной башни, оснащено стрелой и вертолетной площадкой, создающей противовес стреле. ШГУ установлено на крыше рубки через подшипник типа «шаровой погон» и центрирующий штырь. На башне установлена также швартовная лебедка и лебедки для перемещения отгрузочного шланга.

Технологическое оборудование включает следующие основные функциональные элементы:

а) Устройство швартовки танкера, предназначенное для удержания танкера вблизи СМЛОП. Для швартовки танкера используется пропиленовый швартовный трос, снабженный отрезком цепи, закрепляемой в цепном стопоре на танкере. Второй конец швартовного троса присоединен к швартовной лебедке с помощью муфты, которая осуществляет его отдачу при возникновении усилий, превышающих нормируемые.

б) Отгрузочный шланг, предназначенный для передачи нефти СМЛОП на танкер.

в) Механизированное разъемное устройство, которое обеспечивает быстрое соединение /отсоединение отгрузочных шлангов с грузовой системой танкера. Устройство снабжено автоматическим запорным клапаном, предотвращающим вытекание нефти после отсоединения. Может использоваться только с танкерами, оборудованными ответным устройством.

г) Многоканальный жидкостной вертлюг предназначен для прохода нефти от нефтепроводов, расположенных в опорном основании СМЛОП к вращающейся башне. Кроме того, обеспечивается передача от стационарной конструкции к поворотной сжатого воздуха, инертного газа, пара и электроэнергии.

д) Стояки и управляющая арматура грузовой технологической системы служат для прохода нефти внутри СМЛОП от подводных нефтепроводов к отгрузочному шлангу и к нефтепроводам, соединяющим СМЛОП с АППТ. К этой системе также относятся устройства запуска / приема скребков.

е) Вспомогательные системы для обслуживания грузовой системы, к которым относятся: система промывки грузовой магистрали, обеспечивающая циркуляцию подогретой нефти между отгрузками для предотвращения отложения загустевших фракций нефти на стенках труб и шлангов, а также система для заполнения грузовой системы инертными газами при длительном перерыве в отгрузках.

ж) Буферная цистерна с системой клапанов предназначена для слива нефти из грузовой системы при прекращении отгрузок, а также для приема излишков нефти при экстренной остановке отгрузки в аварийных ситуациях. Цистерна оснащена насосом для откачки нефти на судно.

Разработка технологического процесса осуществлена в соответствии с российскими нормами для обеспечения высокого уровня безопасности.

 

5.2.4 Грузовая технологическая система

Точки подсоединения подводных трубопроводов к грузовой технологической системе СМЛОП имеют высотную отметку el+2.000. Трубопровод входит в опорное основание, в центральную балластную цистерны, где переходит в вертикальную плоскость стояка. Два параллельно проложенных стояка доведены до палубы камер приема скребков в районе высотной отметки el+27.500. В этом месте стояки сведены в один трубопровод, состыкованный с камерой для приема скребков. Ответвление от этого трубопровода выведено к жидкостному вертлюгу, расположенному на уровне el+44.000.

От палубы камер приема скребков вниз до высотной отметки el+2.000 проложены два стояка, соединяющиеся с концами кольцевого трубопровода, проложенного к АППТ.

 

5.2.5 Устройства запуска/приёма скребков

Камеры запуска /приема скребков устанавливаются на уровне палубы с высотной отместкой el+27.500. Данные устройства предназначены для приема и очистки «автоматизированного» скребка, выполняющего очистку внутренних стенок трубопроводов от парафиновых отложений, запускаемого с береговой насосной станции, а также для запуска и приема скребков в кольцевой трубопроводов к АППТ.

СМЛОП оснащается: камерой 1f-v20001 для приема скребков, подаваемых с берега, камерой запуска v20002 и камерой приема 1f-v20003 для очистки трубопровода АППТ диметром 32".

Трубопровод с жесткой конструкцией, расположенный внутри стрелы

Трубопровод, имеющий жесткую конструкцию и располагающийся внутри отгрузочной стрелы, прокладывается от фланца выпускного патрубка многоуровневого поворотного соединения приблизительно на 55000 мм от осевой линии поворотного соединения. в этой отметке номинальный проходной диаметр трубопровода уменьшается с 820 мм/32” до 508 мм. трубопровод соединяется со следующим элементом:

Двухплоскостное» поворотное соединение

«Двухплоскостное» поворотное соединение с углом поворота 360º, включающее в себя фланец 20”, 150 фунтов в соответствии со стандартом ansi b16.5.

 

5.2.6 Отгрузочный шланг

Отгрузочный шланг имеет длину приблизительно 42 м, собирается из отдельных секций длинной по 10-12 м каждая. Соединение секций осуществляется с помощью фланцев. Шланг изготавливается в соответствии с требованиями стандартов OCIMF. Радиус изгиба шланга не должен превышать 6 м. Длина отгрузочного шланга подбирается исходя из расположения разъемного устройства обслуживаемого танкера, согласуется с длинной швартовного троса и должна позволять выполнить передачу шланга на пришвартованный танкер при обеспечении необходимого расстояния между шлангом и поверхностью воды/льда.

Оконечное устройство шланга, предназначенное для соединения с носовым приемным устройством танкера, включает в себя два элемента. Один из них постоянно закреплен на рукаве (клапан гибкого продуктопровода), а второй элемент постоянно закреплен на носовом приемном устройстве танкера (клапан сцепки). Только после соединения двух указанных элементов и срабатывания захватных устройств муфты происходит открытие двух парных клапанов и перекачка нефти в танкер становится возможной.

С другой стороны, клапан гибкого продуктопровода и клапан сцепки могут быть разъединены либо на месте, либо дистанционно при получении таких сигналов, как сигнал о низком натяжении швартового троса, высоком натяжении швартового троса, высоком натяжении, аномальном давлении в гибком трубопроводе.

 

5.2.7 Буферная цистерна

Система трубопроводов рассчитана на воздействие давления пульсаций, которое может возникнуть при резкой остановке операции отгрузки. Однако, требуется обеспечение защиты отгрузочного шланга, расчетное давление которого составляет 1500 кПа(м). Для этого предусматриваются перепускные клапаны, соединенные с буферной цистерной.

Емкость сброса давления используется для приема сырой нефти в случае возникновения аварийной ситуации в течение периода времени от местного или дистанционного закрытия оконечного устройства продуктопровода, соединяемого с носовым приемным устройством танкера и временем остановки береговых дожимных насосов и закрытия соответствующих клапанов. Размеры емкости определяются с расчетом на прием нефти в течение 60 секунд, при максимальном расходе (для закрытия клапанов 32” требуется приблизительно 30 секунд). Трубопровод отвода газов из емкости с установленным на конце пламегасителем направляется в свободную зону на открытом воздухе.

Кроме того, емкость используется для слива нефти из трубопроводов отгрузочной стрелы и гибких продуктопроводов.

При заполнении нефти в аварийной ситуации, необходимо ее осушение перед возобновлением эксплуатации в нормально режиме. Для этого, среда откачивается насосом циркуляции нефти в береговой трубопровод, находящийся в режиме циркуляции.

 

5.3 Механизации и автоматизации технологических процессов; состав и обоснование применяемого оборудования, в том числе импортного

СМЛОП эксплуатируется при постоянном присутствии персонала. СМЛОП предназначен для отгрузки нефти различных свойств и от разных месторождений.

На СМЛОП в максимальном объеме применены автоматические системы и системы дистанционного контроля и управления из центрального поста, в котором постоянно будут находиться операторы. Предусматривается также объединенный пост управления полетами вертолета и работой ШГУ.

Системы управления и связи на СМЛОП:

  1. Общее управление загрузкой танкеров из берегового поста управления
  2. Пост управления СМЛОТ в жилом модуле
  3. Отдельный пост управления действиями вертолетов.
  4. Система управления, основанная на технологии SCADA (система диспетчерского контроля и сбора данных).
  5. Автономные системы аварийного отключения и пожарной и газовой сигнализации.
  6. 3 уровня отключения.

Основной системой связи СМЛОП с береговым постом управления будут являться спутниковые системы связи.

Для сведения к минимуму затрат на строительство и эксплуатацию, веса, потребности в помещениях (площади) и потребности в персонале, при сохранении требуемой производительности и уровня безопасности будет применяться автоматизация и дистанционный контроль работы оборудования отгрузочного терминала, осуществляемый из поста управления СМЛОП, в котором предусмотрено постоянное присутствие персонала. КИП на АППТ не предусмотрены.

Связь между постом управления СМЛОТ и береговым постом управления (для передачи речевых сообщений и данных другого типа) будет осуществляться с помощью спутниковых систем.

Таблица 5.2 - Обязанности при обмене данными во время операции отгрузки

Операции

Пост управления СМЛОТ

 

Береговой пост управления

 

Танкер

 

Загрузка танкера у СМЛОТ

 

Ø    Управление отгрузочным рукавом.

Ø    Передача на береговой пост управления данных о статусе загрузки танкера (система бесперебойной передачи данных Green line) и СМЛОТ.

Ø    Подача сигналов на отключение и остановку загрузки танкера.

Ø    Управление загрузкой танкера, в том числе береговыми насосами отгрузки нефти и клапанами.

Ø    Передача данных о статусе загрузки танкера (Green line) на СМЛОТ

Ø    Передача данных о статусе загрузки танкера на берег (резервирование).

Ø    Подача сигналов на отключение и остановку загрузки танкера.

 

5.4 Выбор типа танкеров

В качестве расчетного принят специальный челночный танкер ледового класса дедвейтом 70 тыс. т (табл. 5.3), технический проект которого разработан ФГУП ЦНИИ им.акад. А.Н. Крылова.

Этот расчетный танкер определен на основе вариантных экономических расчетов и многокритериальной оценки основных характеристик судов-претендентов.

По состоянию на июнь 2004 г. каких-либо шагов, направленных на реализацию проекта специального танкера для вывоза нефти через Варандейский терминал не сделано. В этом случае становится очевидным, что обеспечение планируемой отгрузки нефти потребуется привлечение танкеров из числа имеющихся на фрахтовом рынке и/или планируемых к постройке различными операторами (табл. 5.4).

Поэтому, в летний период можно ожидать использования более крупных танкеров.

 

 

Таблица 5.3 - Расчетный челночный танкер дедвейтом 70 тыс.т

 

 

 

 

ОСНОВНЫЕ   ХАРАКТЕРИСТИКИ

 

                                   ГЛАВНЫЕ РАЗМЕРЕНИЯ

ОСНОВНЫЕ РЕШЕНИЯ

Длина наибольшая, м                                               248.0

Длина между перпендикулярами, м                      232.8

Ширина на миделе, м                                                 35.0

Высота борта, м                                                           20.5

Осадка по грузовую ватерлинию, м                         13.9

Дедвейт, т                                                                73200

Вместимость грузовых танков,

включая слоптанки (98% от V), м3                                     82240

Энергетическая установка: одновальная с малооборотным дизелем и ВРШ в насадке,

Главный двигатель: дизель 6S60MC-C, кВт     1х13560

Электродвигатель (бустер), кВт                               5000

Скорость при 0.85 Nном. Т=13.9, узл                       14.7

Количество мест                                                       34+6

Назначение: одновременная перевозка 4-х сортов груза, в том числе сырой нефти от морских отгрузочных терминалов и морских ледостойких платформ

Класс судна КМ  ЛУ5[I] А1 Нефтеналивное (ОРП)

·         Круглогодичный, регулярный вывоз нефти с морских месторождений и береговых терминалов арктических морей

·         Конструктивный тип судна: морское, стальное, однопалубное, с избыточным надводным бортом и кормовым расположением жилой надстройки и машинного отделения, с двойным дном и двойными бортами в грузовой части корпуса

·         Носовое грузовое устройство с сохранением возможности приема с борта

·         Ограничение осадки по результатам решения о точках отгрузки

·         Челночный характер эксплуатации

·         Ледопроходимость – около 1 м

·         Подход к причалу с помощью вспомогательного судна

·         В сложных и экстремальных ледовых условиях – ледокольное обеспечение

·         Категория ледовых усилений по Российскому Морскому Регистру Судоходства – ЛУ5-ЛУ6 при эксплуатации только в Баренцевом море, ЛУ7 - для работы в Баренцевом и Карском морях

·         Система динамического позиционирования

В качестве альтернативных вариантов могут рассматриваться двухвальные энергетические установки с электродвижением

 

 

Таблица 5.4- Основные характеристики обеспечивающих судов

 

 

 

Атомный

ледокол

«Арктика»

Атомный

Ледокол

«Таймыр»

Ледокол

«Капитан

Николаев»

Обеспечивающее судно «Нефтегаз»

Рабочий

катер

Характеристики

 

        

Длина наибольшая, м

148,0

150,2

121,3

81,4

16,0

Ширина по КВЛ, м

28,0

28,0

25,6

16,3

3,5

Осадка по КВЛ, м

11,0

8,1

8,5

4,9

0,9

Водоизмещение по КВЛ, т

23460

18100

14900

3500

17

Ледопроходимость, м

2,4

2,0

1,8

0,6

-

Мощность главной ЭУ, кВт

55000

36800

18200

5300

150


Таблица 5.5 - Проектируемые и заказанные танкеры с ледовым классом, применение которых принципиально возможно для вывоза нефти с ТМНГП

Тип, владелец, количество судов

Дедвейт

Длина,

м

Ширина,

м

Осадка,

м

Класс

Эквивалент класса по РМРС 2003

«Аничков Мост»

Совкомфлот, 3ед.

47000

183,2

32,2

12,5

DNV 1A

Балтика

ЛУ4

«Невский Проспект» Совкомфлот, 4ед.

115000

249

44

14,8

1B ABS

ЛУ3

Проект 21420

ЧТ ледового плавания для МЛСП «Приразломное»

73200

232,8

35,0

13,9

ЛУ5

ЛУ5

Проектное предложение на тендер FEMKO

74440

250,8

35

14,2

ЛУ6

ЛУ6

Лукойл-Вестерн Петролеум

6 ед

(2005-2006)

52800

186

32,2

12/13

1А

ЛУ4

Лукойл-Вестерн Петролеум

6 ед

(2005-2006)

116050/
10800

250

44

15,4/14,5

1B

ЛУ3

ПМП

2 ед.

166000

285

50

15

 

1B

ЛУ3

ПМП

3 ед.

108000

250

42

15,5

1А корпус

1 С движитель

ЛУ2

 

Суда (расчетные), обеспечивающие отгрузку нефти:

- дизель-электрический ледокол типа "Капитан Николаев" (ММП) (в ледовых условиях);

- ТБС "Нефтегаз" (ММП) в безледовый период;

- Атомный ледокол типа «Арктика» или "Таймыр" (ММП) (только в сложных ледовых условиях).

Основные характеристики судов приведены в таблице 5.5.


  1. Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций.

6.1 Общие положения

СМЛОП является сооружением для отгрузки нефти и эксплуатируется при постоянном присутствии персонала.

На СМЛОП предусматриваются автоматические системы и системы дистанционного контроля и управления: пост управления СМЛОП и объединенный пост управления вертолетными полетами и швартования.

Разработка технологического процесса осуществляется в соответствии с российскими нормами для обеспечения высокого уровня безопасности.

 

6.2 Управление технологическим процессом и обеспечение безопасности

6.2.1 Система аварийного останова

Система аварийного останова предназначается для защиты персонала, сооружения и окружающей среды от опасных факторов, возникающих в ходе эксплуатации, и катастрофических ситуаций. В случае невозможности контроля нештатной ситуации местные устройства (в автоматическом режиме или вследствие действий оператора) осуществят останов системы с помощью системы аварийного останова.

Для Варандейского нефтяного отгрузочного терминала предусматривается 3 уровня отключения, начиная от частичного останова и до эвакуации с сооружения.

Автоматическая система управления и безопасности сочетает в себе функции системы управления технологическим процессом, системы аварийного отключения и системы пожарной и газовой сигнализации. При нормальной работе автоматическая система управления и безопасности предотвращает возникновение аварийных ситуаций.

Операции аварийного отключения, выполняемые автоматической системой контроля и безопасности, приписаны к конкретным уровням отключения, при которых различные необходимые действия могут быть проведены либо автоматически, либо вручную.

Между уровнями отключения предусмотрен временной интервал для предоставления операторам максимального запаса времени для принятия соответствующих мер до отключения платформы.

 

6.2.2 Расположение клапанов и блокировка оборудования

При разработке технологического процесса на стадии детального проектирования особое внимание уделяется обеспечению надежности блокировки, для предотвращения аварийных ситуаций.

Выполнение ручной блокировки оборудования и систем должно быть возможно без затруднений для выполнения профилактического осмотра при техническом обслуживании и испытаний на герметичность при одновременном обеспечении безопасных для персонала производственных условий. Таким образом, при использовании резервного оборудования, влияние технического обслуживания на производственный процесс максимально уменьшается.

Блокировка систем, в зависимости от их назначения осуществляется с помощью одинарных запорных клапанов, одинарных запорных и спускных клапанов или двойных запорных и спускных клапанов.

Блокировка различных систем выполняется после остановки их работы. До начала выполнения любых работ по техническому обслуживанию необходимо подтвердить надлежащую блокировку всех соединений. Для обеспечения надежной и безопасной блокировки следует придерживаться руководства по эксплуатации, и также процедур системы нарядов-допусков на выполнение работ.

Блокировка оборудования при помощи клапанов с целью отделения его от работающей системы разрешается только в тех случаях, когда остановка системы и сброс давления для исключения факторов опасности являются нецелесообразными, т.е. во всех случаях необходимо рассмотреть вариант сброса давления в системе, который является более предпочтительным нежели выполнение работ вблизи рабочей системы.

 

 

 

 

 

 

 

 

6.2.3 Противопожарная защита

В целях обеспечения конструктивной противопожарной защиты предусматриваются вертикальные и горизонтальные противопожарные перекрытия.

Для защиты от пожара и взрыва жилого модуля (включая временное убежище) и отсеки с аварийными системами управления предусматриваются огнестойкие перегородки.

СМЛОП включает в себя несколько пожароопасных зон, разделенных огнестойкими перегородками, переборками/ бортами и/или расположенными на разных сторонах СМЛОП.

Для непрерывного автоматического контроля с целью уведомления персонала о возникновения опасности пожара или скопления газа и принятия мер в ручном или автоматическом режиме для снижения опасности распространения, предусматривается система пожарной и газовой сигнализации.

При обнаружении опасности пожара или скопления газа произойдет уведомление персонала через систему оповещения и будут приняты необходимые меры посредством передачи сигналов на системы аварийного останова, противопожарной защиты, ОВКВ и систему электрооборудования.

Для обеспечения безопасности и предотвращения взрыва предусматривается:

- Сокращение числа источников выброса;

- Обнаружение газа (взвесей);

- Сокращение числа источников возгорания;

- Вентиляция;

- Аварийный останов.

Как правило, предусматривается обнаружение скопления газа или взвешенных частиц жидкости и останов технологического процесса до достижения нижнего предела воспламеняемости. Так как образование облака взвешенных частиц горючей жидкости возможно только при выбросе жидкой среды под давлением, такой выброс исключается при аварийном останове насосов.

Предусматривается пассивная противопожарная защита для элементов металлоконструкций, ответственных за сохранение целостности СМЛОП при пожаре. Пассивная противопожарная защита применяется для трубопроводов, оборудования и клапанов, повреждение которых может вызвать усиление пожара.

Основным назначением системы активной пожарной защиты является контроль и тушение пожара за максимальный короткий период времени после обнаружения пожара без посторонней помощи (с вспомогательного судна). По возможности будут использованы автоматические системы для исключения необходимости привлечения пожарной команды. Это позволит устранить излишнюю опасность для персонала.

 

6.2.4 Покидание и эвакуация

К основным способам эвакуации с СМЛОП относятся:

- эвакуация вертолетом;

- эвакуация морем на вспомогательное судно.

Выбор способа эвакуации в значительной степени зависит от условий окружающей среды.

Вспомогательные способы эвакуации предусматриваются на случай невозможности применения основных способов. К вспомогательным способам относятся использование плотов, размещенных в основании эвакуационных лестниц.

Дополнительные способы эвакуации необходимо предусмотреть на случай необходимости эвакуации персонала непосредственно за борт при невозможности использования основных и вспомогательных средств эвакуации. Дополнительные способы эвакуации обеспечивают доступ персонала на поверхность моря или на лед. Они используются в качестве последнего средства эвакуации персонала с платформы.

К дополнительным способам относится использование индивидуальных средств спуска на воду в случае отказа эвакуационных лестниц, и использование сбрасываемых плотов.

6.3 Мероприятия по электро-, взрыво- и пожаробезопасности

В зависимости от количества и пожаровзрывоопасных свойств находящихся или используемых в помещениях веществ и материалов с учетом особенностей технологических процессов все зоны СМЛОП классифицированы в соответствии с требованиями Российского Морского Регистра Судоходства.

Выбор электрооборудования, используемого в опасных зонах, осуществлен с учетом требований к категоризации указанных зон. При обнаружении пожарной или газовой опасности все второстепенное электрооборудование будет заблокировано системой аварийного останова.

Для выработки электроэнергии в нештатных ситуациях предусмотрен аварийный дизель-генератор. Кроме того, предусмотрена система бесперебойного питания для потребителей, требующих непрерывной подачи электроэнергии.

Аварийная система энергоснабжения предназначена для систем жизнеобеспечения, аварийной системы связи и систем эвакуации с СМЛОП при нештатной ситуации. Помимо прочих потребителей аварийная система энергоснабжения обеспечивает электроэнергией:

- системы спасения и аварийного освещения;

- систему заградительных огней;

- систему освещения вертолетной площадки;

- навигационные системы;

- системы аварийного останова, пожарной и газовой сигнализации;

- системы аварийной связи;

- обогрев и вентиляцию временного убежища;

- особо важные системы жилого модуля;

- систему вентиляции центральной лестничной шахты;

- вспомогательные системы пожарных насосов;

- вспомогательные системы кранов;

- все системы бесперебойного питания.

Основные меры по взрыво- пожаробезопасности сводятся к следующим:

- сокращение числа источников выброса;

- обнаружение газа (взвесей);

- сокращение числа источников возгорания;

- вентиляция;

- аварийный останов.

С учетом указанного на СМЛОП предусмотрены:

- пожаро- и взрывостойкие перегородки;

- пассивная противопожарная защита металлоконструкций;

- система пожарной и газовой сигнализации;

- активная пожарная защита.


7 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

7.1 Общие положения охраны окружающей среды

Общая концепция обеспечения экологической безопасности при строительстве и эксплуатации СМЛОП в целом разработана ОАО НК "ЛУКОЙЛ" и складывается из следующих основных положений:

- использование при разработке проекта апробированных технических решений и технологий;

- минимизация используемых при строительстве и эксплуатации объектов земельных и природных ресурсов;

- неукоснительное соблюдение федеральных и местных законов и положений в части экологической безопасности и норм природопользования; обучение и регулярный инструктаж персонала по этим вопросам;

- поддержание постоянной готовности к оперативным и эффективным действиям по минимизации ущерба природной среде в случае возникновения чрезвычайных ситуаций;

- возмещение ущерба, нанесенного природной среде и своевременное проведение мероприятий по охране и регенерации природной среды.

 

7.2 Общая концепция обеспечения экологической безопасности при строительстве СМЛОП

7.2.1 Строительство СМЛОП

Для производства и изготовления СМЛОП будут использоваться существующие сооружения заводов и строительных предприятий. В результате выполнения строительных работ не предполагаются выбросы в окружающую среду или загрязнение окружающей среды при нормальных условиях эксплуатации этих сооружений.

 

7.2.2 Перевозка и установка СМЛОП

Для перевозки СМЛОП предлагаются два метода транспортировки:

1) Перевозка в сухом виде на полупогружной грузовой барже или на самоходном судне.

2) Обычная буксировка морем с использованием буксиров.

Принимая вариант перевозки в сухом виде, предполагается привлечь к транспортировке следующие суда:

- погружное судно/баржу плюс буксир-тягач;

- две грузовые баржи плюс буксиры-тягачи.

Погружное судно и буксиры будут производить обычные сбросы в море и выбросы в атмосферу, которые характерны для судов, работающих на дизельном топливе.

Согласно проекту, установка опорного основания требует подготовки морского дна. Подготовка предполагает снятие мягкого поверхностного слоя до глубины 1 метра ниже уровня морского дна. Объем материала подлежащего снятию не должен превышать 10 000м3.

Подготовка морского дна может быть выполнена при помощи механической выемки грунта или при помощи всасывающего приспособления. Весь материал, подлежащий удалению, будет собран и вывезен для утилизации в специально отведенном для этих целей месте.

Помимо судов, используемых для перевозки, для проведения установки потребуются следующие суда:

- Крановое судно «Станислав Юдин»;

- Буксир с якорным устройством.

Крановое судно и вспомогательный буксир будут находится в месте расположения СМЛОП в течение 6 недель. Они будут производить обычные сбросы в море и выбросы в атмосферу, характерные для судов, работающих на дизельном топливе.

 

7.2.3 Подсоединение и сдача в эксплуатацию

В период подсоединения и сдачи СМЛОП в эксплуатацию дополнительных сбросов помимо сбросов в результате эксплуатации с СМЛОП в окружающую среду производиться не будет.

Жидкие и твердые отходы будут храниться на СМЛОП для переработки на берегу.

В период проведения морских операций по подсоединению и сдачи СМЛОП в эксплуатацию потребуется временный жилой блок (предполагается, что это будет самоподъемная жилая баржа). Предполагается, что жилая баржа будет находиться в районе моря приблизительно в течение 3 месяцев. Объемы выбросов в атмосферу и сбросов в море, производимые с жилой баржи, в настоящее время сообщить невозможно: определить соответствующий жилой модуль возможно только гораздо на более позднем этапе в процессе выполнения проекта; тем не менее объемы сбросов жилого модуля должны соответствовать международным и местным правилам и нормативным требованиям.

 

7.3 Воздействия на окружающую среду, связанные с эксплуатацией СМЛОП

СМЛОП будет оказывать следующее воздействие на окружающую природную и социальную среды:

Выбросы дизельных двигателей в атмосферу;

Сбросы морской воды и воды, используемой для пожаротушения, за борт;

Возможные разливы углеводородов вследствие аварии или ненадлежащей эксплуатации.

 

7.4 Выбросы/сбросы в окружающую среду при нормальном режиме эксплуатации

7.4.1 Выбросы в атмосферу

Источники загрязнения воздуха:

а) Энергетическая установка, включая:

- Два основных дизельных генератора и один вспомогательный дизельный генератор, номинальной мощностью приблизительно 450 кВт каждый;

- Аварийный дизельный генератор номинальной мощностью приблизительно 250 кВт;

б) Установка вспомогательных систем, включая:

- Котельную установку для вспомогательных систем с двумя котлами. Производительность пара каждого котла составляет 1,600 кг/час;

- Вакуумную перегонную установка производительностью 3 тонны/день;

- Кран, работающий на дизельном топливе.

Для обеспечения контроля за выбросами в атмосферу на всем протяжении периода эксплуатации СМЛОП будут проводиться проверки, которые обеспечат соответствие уровня выбросов допустимым значениям.

Результаты оценки удельных объемов выбросов для СМЛОП представлены в табл. 7.1.

Таблица 7.1 - Результаты оценки удельных объемов выбросов загрязняющих веществ от ЭУ для СМЛОП

№

Название

Код

Формула

Класс риска

Максимальная допустимая концентрация, мг/м3

Максимальный удельный объем выбросов, тонна/час

Дизельные генераторы

Котлы

Итого

1

Оксид азота (IV)

(Диоксид азота)

0301

NO2

2

0,085

0,00189

0,00163

0,0035

2

Оксид азота (II) (Монооксид азота)

0304

NO

3

0,4

3

Диоксид серы

0330

SO2

3

0,5

0,00011

0,00009

0,0002

4

Монооксид углерода

0337

CO

4

5,0

0,00071

0,00061

0,0013

5

Углеводороды

0401

CH

4

1,0

0,0005

0,0004

0,0009

6

Итого:

 

 

 

 

0,0032

0,0027

0,0059

 

7.4.2 Сбросы в море

Единственным источником загрязнения моря является сброс теплой морской воды в море, которая будет поступать из системы охлаждения, этот процесс будет происходить при нормальных условиях эксплуатации (т.е. за исключением случаев аварийных и чрезвычайных ситуаций).

Максимальная разница между температурой на входе и выходе составляет 18°C; расчетная скорость потока 100м3/час.

Для обеспечения контроля за уровнем содержания загрязняющих веществ на всем протяжении периода эксплуатации СМЛОП будут проводиться проверки, которые обеспечат соответствие уровня допустимым значениям.

 

7.5 Воздействие на окружающую среду вследствие аварийных ситуаций

Значительное воздействие на окружающую среду может быть оказано вследствие аварийной ситуации, в результате которой возможен разлив углеводородов или иных веществ (например, нефтяного топлива, отходов и т.д.), которая может возникнуть в результате:

- нагрузки, оказываемой судном на СМЛОП;

- столкновения танкера с судном обеспечения;

- пожаров и взрывов;

- удара вертолета о платформу или вынужденной посадки на море;

- разрыва отгрузочного шланга.

Для снижения риска аварийной ситуации будут использоваться эксплуатационные регламенты и проведено обучение, помимо этого, персонал, занятый на СМЛОП/резервном судне пройдет подготовку по ликвидации аварийных ситуаций.

При необходимости в случае проведения крупномасштабных операций, для оказания помощи могут быть вызваны следующие морские и воздушные суда для оказания помощи:

- Буксиры-спасатели, суда для сбора нефти, может быть использовано модульное оборудование для сбора нефти, принадлежащее Мурманской Спасательной Службе (МСС).

- Буксиры-спасатели, ледоколы-спасатели, принадлежащие Северному Морскому Пароходству (СМП).

- Буксиры-спасатели Управления рыболовства морского флота РФ.

- Суда Министерства транспорта РФ Министерства обороны.Министерства природных ресурсов, Федеральной пограничной службы, Управления рыболовства, Российской Академии наук, Комитета гидрометеорологии.

- Авиация Министерства обороны, Министерства транспорта, Министерства по чрезвычайным ситуациям, Комитета гидрометеорологии, Федеральной пограничной службы.

- Средства связи и должностные лица всех вышеперечисленных министерств и управлений.

 

 

 

 

 

 

 

 

7.6 Предотвращение аварийных ситуаций с СМЛОП

Возможные аварийные ситуации и основные мероприятия по их предотвращению или ликвидации последствий аварий представлены в таблице 7.2.

Таблица 7.2 - Возможные аварийные ситуации, основные мероприятия по их предотвращению и ликвидации

№ п/п

Наименование

Содержание

1

Возможные аварийные ситуации

Навал судна на СМЛОП

Столкновение танкера с обеспечивающим судном

Штормовые повреждения

Ледовые повреждения

Пожары и взрывы

Падение вертолета

2

Последствия аварий

Полная потеря СМЛОП

Временный выход СМЛОП из эксплуатации

Загрязнение моря нефтью и нефтепродуктами

Производственный травматизм и гибель людей

3

Задачи аварийно-спасательных операций

Заделка повреждений в корпусе

Тушение пожаров

Предотвращение и ликвидация разливов нефти и нефтепродуктов

Поиски и спасение людей, попавших в море

Эвакуация персонала с СМЛОП и экипажей с аварийных судов

4

Силы и технические средства, привлекаемые к выполнению аварийно-спасательных операций

На первом уровне реагирования аварийно-спасательные операции при любых аварийных ситуациях возлагаются на обеспечивающие суда (ледоколы, буксиры), оснащенные для этого соответствующим оборудованием. В случае необходимости, при проведении крупномасштабных операций, привлекаются специализированные спасательные суда, суда различных назначений и летательные аппараты других министерств, ведомств и организаций:

Буксиры-спасатели, суда-нефтесборщики, модульное нефтесборное оборудование, принадлежащие МБАСУ

Буксиры-спасатели, ледоколы-спасатели, принадлежащие ЭО АСПТР ОАО СМП

Буксиры-спасатели ВМФ, Роскомрыболовства, Минтопэнерго РФ

Корабли и суда различных назначений Минтранса РФ, Минобороны РФ, Минтопэнерго РФ, Минприроды РФ, ФПС РФ, Роскомрыболовства, Российской академии наук, Росгидромета.

Летательные аппараты Минобороны РФ, Минтранса РФ, МЧС РФ, Росгидромета, ФПС РФ

Посты связи и управления перечисленных выше министерств и ведомств.

В случае необходимости могут привлекаться предприятия, учреждения и организации различных форм собственности РФ, владеющие техническими средствами, которые могут быть использованы при оказании помощи терпящим бедствие судам.

5

Взаимодействие министерств, ведомств и организаций при проведении аварийно-спасательных операций и спасению людей

Взаимодействие в Российском секторе Арктики осуществляется на основании «Положения о взаимодействии аварийно-спасательных служб министерств, ведомств и организаций на море и водных бассейнах России» (зарегистрировано Минюстом РФ 28.07.95 № 917) в соответствии с Инструкцией о взаимодействии, предусматривающей единый порядок оповещения об авариях и организации связи в процессе оказания помощи терпящим бедствие судам.

Координация действий участников взаимодействия осуществляется ГМ СКЦ ДМТ Минтранса России. Зона действия СМЛОП попадает в поисково-спасательные районы Мурманского СКЦ и Архангельского СПЦ. Границы районов указаны в разделе 7.

Взаимодействие со спасательной службой Норвегии для целей поиска и спасания в Баренцевом море за пределами указанных районов осуществляется на основании соответствующего межправительственного соглашения от 19 октября 1956 г.

6

Взаимодействие министерств, ведомств и организаций при ликвидации аварийных разливов нефти.

Взаимодействие осуществляется на основании «Инструкций о порядке и организации взаимодействия при ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов в море» (утверждена на межведомственном уровне в 1987 г.), в соответствии с Региональным (в Западном секторе) и Федеральным планами ЛРН.

Непосредственным исполнителем и координатором работ является Госморспецслужба ДМТ Минтранса РФ.

Район эксплуатации СМЛОП относится к ведению МБАСУ, которое будет проводить операции по ликвидации разливов в случаях, когда их не удастся осуществлять силами судов, обеспечивающих операции отгрузки. МБАСУ осуществляет свою деятельность в соответствии с планами ЛРН как самостоятельно, так и с привлечением в установленном порядке предприятий, организаций и учреждений с учетом их реальных возможностей, независимо от ведомственной подчиненности, в соответствии с объемом и характером работ, утвержденных планами.

Бассейновым планом ЛРН определяется порядок оповещения, организации работ, а также взаимодействия и связи, состав сил и средств при проведении работ по ликвидации разливов нефти в море

7

Границы поисково-спасательных районов в Баренцевом море

1. Район Мурманского СКЦ

Акватории Баренцева и Белого морей, Северного Ледовитого океана и Чукотского моря, ограниченные линиями, соединяющими точки с координатами:

 
 

Номера точек

Северная

широта

Восточная

долгота

Номера точек

Северная

широта

Восточная

долгота

1

69°47’,8

30°49’,2

5

74°00’,0

32°04’,6

2

69°58’,8

31°06’,4

6

74°00’,0

35°00’,0

3

70°07’,3

31°30’,5

7

81°00’,0

35°00’,0

4

70°16’,7

32°04’,6

8

81°00’,0

32°04’,6

 
 
 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


2. Район Архангельского СПЦ

Акватории Белого и Баренцева морей, ограниченные меридианом 40°00’,0 в.д. и параллелью 77°00’,0 с.ш. на восток до Новоземельских проливов.

 

 

7.7 Экологическое оборудование

7.7.1 Системы сбора, перекачки, сдачи нефтесодержащих вод

Устройство систем, расположение трубопроводов и гидравлические испытания арматуры и трубопроводов систем перекачки, сдачи нефтесодержащих вод удовлетворяют требованиям части VIII «Системы и трубопроводы» Правил ПБУ/МСП.

СМЛОП оборудован цистерной для сбора льяльных вод, трубопроводом для сдачи льяльных вод машинных помещений на судно обеспечения.

Сборная цистерна для сдачи нефтесодержащих вод на судно обеспечения снабжены специальным насосом.

Выходные патрубки установлены в удобных для присоединения шлангов местах, оснащены сливными соединениями с фланцами, и имеют отличительные планки. Выходные патрубки оборудованы глухими фланцами.

В районе расположения выходных патрубков оборудовано место наблюдения и дистанционного отключения откачивающих средств, снабженное эффективной связью между местом наблюдения за сбросом и местом управления откачивающими средствами (ЦДП).

Согласованный с заказчиком расчет вместимости сборной цистерны для нефтесодержащих вод с учетом периодичности сдачи их на судно обеспечения предоставляется Регистру.

Конструктивные элементы сборной цистерны отвечают требованиям части II «Корпус» Правил ПБУ/МСП.

 

7.7.2 Оборудование и устройства по предотвращению загрязнения сточными водами

  1. На СМЛОП все стоки производятся в сборные цистерны.

Согласованный с заказчиком расчет вместимости сборных цистерн с учетом предполагаемого района, режима эксплуатации СМЛОП и числа людей предоставляется Регистру.

Конструктивные элементы сборных цистерн отвечают требованиям части II «Корпус» Правил ПБУ/МСП.

Сборные цистерны отделены коффердамами от цистерн питьевой, мытьевой и котельной воды, растительного масла, а также от жилых, служебных (хозяйственных) и грузовых помещений.

  1. Оборудование для удаления сточных вод

СМЛОП оборудован трубопроводом для сдачи сточных вод на судно обеспечения.

Выходные патрубки установлены в удобных для присоединения шлангов местах, оснащены сливными соединениями с фланцами, и имеют отличительные планки. Выходные патрубки оборудованы глухими фланцами.

В районе расположения выходных патрубков оборудовано место наблюдения и дистанционного отключения откачивающих средств, снабженное эффективной связью между местом наблюдения за сбросом и местом управления откачивающими средствами (ЦДП).

Для удаления сточных вод из сборных цистерн предусмотрены насосы с подачей ~25-30 м3/час.

 

7.7.3 Оборудование и устройства по предотвращению загрязнения акватории СМЛОП мусором

  1. Оборудование для сбора и обработки мусора.

На СМЛОП предусмотрены контейнеры для сбора мусора (до 30 суток), устройство для прессования брикетов мусора и передачи их на обеспечивающее судно;

Контейнеры для сбора мусора имеют гладкие внутренние поверхности и приспособления для надежного крепления.

Стандартные контейнеры для сбора мусора имеют крышки, обеспечивающие плотное закрытие отверстий для приема мусора.

  1. Требования к размещению оборудования и устройств для сбора мусора

Контейнеры для сбора мусора установлены на открытой палубе, под навесами.

Устройства для прессования мусора устанавливаются в помещениях, достаточных для осуществления технологического процесса.

 

7.7.4 Оборудование для работ по предотвращению аварийных ситуаций, связанных с разливом нефти, ограничению и ликвидации аварийных разливов

  1. Оборудование для работ по предотвращению аварийных ситуаций, связанных с разливом нефти включает:

- Дренажные емкости для сброса жидкости из оборудования.

- Датчики уровня давления и температуры.

- Индивидуальные звуковые и визуальные системы оповещения.

- Клапаны автоматического отключения.

- Оснащение всех технологических емкостей предохранительными клапанами проводится в соответствии с требованием "Правил устройств и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением".

  1. Оборудование для работ по ограничению и ликвидации аварийных разливов

Оборудование для ликвидации разливов нефти на СМЛОП включает типовой комплект (Oil Response Kit) и средства индивидуальной защиты.

Стандартные контейнеры для сбора пролитой нефти емкостью 840 л каждый; типовые средства ликвидации разливов загрязняющих веществ (боновые ограждения, насосы и маты с адсорбирующим материалом, мешки, насосы и др.) размещаются на судне обеспечения. Перечень оборудования (предварительный) для работ по ликвидации разливов нефти в море приведен в табл. 7.3.

При попадании нефти в водную среду нефтяное пятно локализуется боновыми заграждениями и сбор нефти выполняется средствами и персоналом судна обеспечения.

Таблица 7.3 - Предварительный перечень оборудования для работ по ликвидации разливов нефти

Группа

Описание

Суда

Суда для буксировки бонов

Надувные шлюпки с жестким корпусом

Локализация (ограждения)

Система бонов для открытого моря

Система надувных бонов для открытого моря

Среднеразмерные надувные боны

Поддоны с огнестойкими боками

Боны для защиты береговой зоны

Боны для защиты прибрежного мелководья

Сбор нефти

Системы нефтесбора большой мощности

Морские нефтесборщики средней мощности

Системы нефтесбора абсорбирующим канатом

Сорбенты (боны, прокладки, рулоны и т.д.)

Хранение

Аварийные танки-хранилища с разделением нефти и воды

Плавающие и сборные танки с номинальной температурой растрескивания 18°С

Буксируемые плавающие танки

Открытые барабаны с верхним и нижним впускными отверстиями/клапанами для сбора нефти абсорбирующим канатом

Закрытые барабаны (или со съемной крышкой)

Средства транспортировки

Насосы для перекачки загрязнения жидкостей

Диафрагменные насосы

Насосы-центрифуги

Всасывающие рукава (различной длины)

Аварийные гидравлические блоки питания

Аварийные воздушные компрессоры

Рассеивание

Устройства рассеивания диспергаторов с вертолета

Устройства рассеивания диспергаторов с судов

Резервуары с диспергатарами

Выжигание

Огнестойкие боны

Огнеметы, установленные на вертолетах

Смеситель для загущенного топлива

Порошки для загущения топлива, используемого в огнеметах

Оборудование обеспечения аварийных работ

Резервные радиостанции для судов и портативные радиостанции для морской и береговой групп по очистке разлива

Аварийные комплекты (с ручным инструментом, с электроприводом, тросом, кабелем, якорями, буями, пластиковыми мешками, пластиковой пленкой больших размеров и т.д.)

Портативные осветительные приборы с генераторами Жизнеобеспечение для береговой группы по очистке от разлива Лопаты, вилы (с проволочной сеткой), ломы для разбивки льда, буры и ключи для труб, цепные пилы и т.д.

Запасные части и материалы Горючее и смазочные масла

 

7.8 Данные о количестве и составе вредных выбросов в атмосферу и сбросов в водные источники

Для обеспечения контроля за выбросами в атмосферу на всем протяжении периода эксплуатации СМЛОП будут проводиться проверки, которые обеспечат соответствие уровня выбросов допустимым значениям.

Основными источниками выбросов в атмосферу являются:

- выбросы дизель – генераторов (ДГ) и вспомогательных котлов (КУ);

- выбросы систем вентиляции;

- выбросы неорганизованных источников от соединений грузовой системы.

Основными вредными веществами, выделяемыми в атмосферу с выхлопными газами при работе двигателей энергетической установки МОП являются:

- оксид углерода (СО);

- азота диоксид (NO2);

- азота оксид (NO);

- диоксид серы (SO2);

- углеводороды (CH).

Нефтесодержащие, сточные и загрязненные воды будут собираться в специальные цистерны с последующей сдачей на судно обеспечения.

 

7.9 Технические решения по предотвращению (сокращению) выбросов и сбросов вредных веществ в окружающую среду; оценка возможности возникновения аварийных ситуаций и решения по их предотвращению

Нефтесодержащая вода будет собираться через дренажные системы и храниться в сточной цистерне. Периодически содержимое цистерны будет перекачиваться в судно обеспечения для переработки на берегу.

Сточные и загрязненные воды будут собираться через дренажные системы и храниться в сборном резервуаре. Периодически содержимое резервуара будет перекачиваться в судно обеспечения для переработки на берегу.

Твердые отходы будут собираться на СМЛОП в контейнеры, после чего они будут прессоваться в брикеты. Периодически спрессованные брикеты будут перегружаться на судно обеспечения для утилизации на берегу. Для сбора мусора и судовых отходов на открытой палубе устанавливаются три контейнера.

 

7.10 Потребность в основных видах ресурсов для технологических нужд

Жидкое топливо для энергоустановки СМЛОП будет доставляться на судне обеспечения с берега.

Пополнение запаса пресной воды осуществляется с берега судном обеспечения и при необходимости может дополнительно проводиться от опреснительной установки с последующей минерализацией. Подаваемая вода к потребителям проходит обеззараживание в бактерицидном аппарате ультрафиолетовыми лучами и в фильтре-дезодораторе.

Обеспечение тепловой энергией предполагается осуществлять с помощью использования дизельных паровых котлов СМЛОП, или с помощью электрического нагрева с помощью энергии, вырабатываемой дизель-генераторами СМЛОП.

Потребности СМЛОП в электроэнергии предполагается обеспечивать с помощью трех низковольтных дизель-генераторов. Предусматривается также аварийный дизель-генератор.

При обесточивании оборудования (в период до автоматического запуска аварийного генератора или при неисправности аварийного генератора) оборудование, требующее непрерывного питания, будут получать его от отдельных аккумуляторов или ИБП.


8 Экономическая часть

8.1 Цель и основные задачи работы

Цель работы - обоснование основных проектных решений и оценка технико-экономических показателей морского транспортно-технологического комплекса (МТТК).

Цель работы определена в задании на разработку "Технико-экономическое обоснование (Проект) строительства Варандейского нефтяного отгрузочного терминала (первая очередь строительства)".

Структурные элементы, рассматриваемые в составе МТТК, приведены в табл. 8.1.

Таблица 8.1Структурные элементы МТТК

№ п.п

Наименование

Назначение

1.

Варандейский отгрузочный терминал (ВОТ)

 

·Береговой резервуарный парк (БРП)

Хранение нефти, поступающей с месторождений, для отгрузки в ЧТ

·Подводный трубопровод (ПТ)

Транспорт нефти из БРП на ОП

·Отгрузочные причалы (ОП)

Отгрузка нефти в ЧТ.

2.

Дежурные (терминальные) суда (ТС)

Обеспечение безопасности ОП и грузовых операций с ЧТ.

3.

Челночные танкеры (ЧТ)

Транспорт нефти с ОП до МРПК (перевалочные перевозки) и до экспортного порта (прямые перевозки)

4.

Линейные ледоколы (ЛЛ)

Ледокольная проводка ЧТ

5.

Морской рейдовый перегрузочный комплекс (МРПК)

Хранение и перевалка нефти с ЧТ на линейные танкеры, бункеровка ЧТ.

·Якорная стоянка

·Плавучее нефтехранилище (ПНХ)

·Портофлот

6.

Линейные танкеры (ЛТ)

Перевозки нефти на маршруте МРПК – экспортный порт

 

Основные задачи, которые решены в рамках настоящей работы (см. блок-схему на рис. 8.1):

- разработка описательной модели функционирования МТТК;

- постановка и формализация задачи;

- разработка информационно-нормативной базы;

- обоснование расчетных вариантов МТТК;

- разработка организационно – технологических схем МТТК;

- определение состава технических средств и судов МТТК (с учетом динамики перевозок нефти с ВОТ и сроков проектирования и строительства);

- оценка капитальных и эксплуатационных затрат;

- расчет экономических показателей;

- оценка эффективности инвестиций.

 

Описательная модель

 

 

МТТК

 

 

 

 

 

 

Постановка и формализация задачи

 

Допущения.

Ограничения.

Критерии и показатели.

 

 

 

 

 

Исходные данные

Нормативная база

 

Динамика перевозок.

Оценки продолжительности технологических операций.

Нормативы капитальных и эксплуатационных затрат.

Сроки создания технических средств.

 

 

 

 

 

Расчетные варианты

 

ПНХ, новое строительство, фрахт.

Перевалка по схеме ПНХ.

Дедвейты ЧТ, ЛТ и ПНХ.

Прямые и перевалочные перевозки и т.д.

 

 

 

 

 

Организационно-технологические схемы МТТК

 

Предварительная оценка вариантов

перевозок

 

 

 

 

Обоснование расчетной схемы МТТК

 

Сроки строительства и ввода в эксплуатацию   технических средств и судов МТТК.

 

 

 

 

 

 

 

 

Оценка технико-экономических показателей МТТК

 

Общие затраты. Удельные затраты.

Капиталовложения. Тарифы,

прибыль и т.д.

Рисунок 8.1 - Основные этапы работы

 

8.2 Используемые документы

- "Декларация о намерениях строительства Варандейского отгрузочного терминала", Арктик Пасифик Контракторс, 2001 г.

- "Обоснование инвестиций ВОТ", Arctic Pacific Contractors, ФГУП "ЦНИИ им. акад. А.Н. Крылова", 2002 г.;

- "Предложения по организации морской перевозки нефти с Варандейского нефтяного отгрузочного терминала (рабочие материалы к техническому отчету)", ФГУП "ЦНИИ им. акад. А.Н. Крылова", 2003 г.;

- "Предложения по организации морской перевозки нефти с Варандейского отгрузочного терминала", ГУ по общим вопросам, транспорту и связи ОАО "ЛУКОЙЛ", 2003 г.

- "Анализ вариантов нефтетранспортных систем в Тимано-Печорской нефтегазовой провинции и выбор оптимального для ОАО "ЛУКОЙЛ" варианта", ОАО "ЛУКОЙЛ", апрель 2002 г.

- "Морская транспортная система с перевалкой на акватории губы реки Печенга", ФГУП ЦНИИ им. акад. А.Н. Крылова, 1998 г.

- "Сводный сметный расчет стоимости строительства Варандейского отгрузочного нефтяного терминала", ПермНИПИнефть, 2004 г.

- "Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов". Вторая редакция. Официальное издание. Москва. "Экономика", 2000 г.

 

8.3 Основные положения и допущения

  • Нефть с месторождений поступает в БРП равномерно по месяцам года.
  • При оценке экономических показателей расчетный период (горизонт планирования) принят равным 28 годам и включает: периоды строительства (2 года), эксплуатации (25 лет) и ликвидационный (1 год).
  • В составе ВОТ рассматриваются следующие ОП:

-существующий PLEM Мурманского морского пароходства (ММП);

-стационарный морской ледостойкий отгрузочный причал (СМЛОП) нового строительства;

  • В ЧТ отгружается смесь нефтей, соответствующая 1 группе качества по ГОСТ Р 518565-2002.
  • Технические средства и суда МТТК вводятся в эксплуатацию с учетом:

- обеспечения прогнозируемых объемов перевозок;

- ограничений по срокам проектирования и строительства.

  • При определении целесообразных сроков ввода в эксплуатацию технических средств и судов используется принцип последовательного наращивания мощностей структурных элементов МТТК.
  • В максимально возможной степени предусматривается использование существующих технических объектов и судов.
  • Для вывоза нефти с ВОТ в начале эксплуатационного периода используются существующие ЧТ типа Т20 ("Астрахань").
  • При дальнейшем увеличении грузопотока последовательно строятся и вводятся в эксплуатацию крупнотоннажные ЧТ типа Т70.
  • При оценке провозоспособности ЧТ в качестве расчетного принят “средний” тип ледовых условий на маршруте перевозок. Провозоспособность ЧТ в тяжелой и экстремальной ледовой обстановке обеспечивается организационными мероприятиями (усиленная ледовая разведка, привлечение дополнительных ледоколов и т.д.)
  • В ледовых условиях эксплуатируются исключительно суда с ледовой категорией, соответствующей правилам РМРС. Для обеспечения стабильности перевозок используется ледокольная поддержка на трассе вывоза нефти и при выполнении операций на акватории отгрузочного терминала.
  • При выполнении перевалочных операций схемы отгрузки на МРПК разрабатываются из условия минимизации простоев ЧТ за счет увеличения продолжительности обслуживания ЛТ.
  • Нефть транспортируется в экспортный порт – Роттердам линейными танкерами, привлекаемыми на условиях годового и (или) рейсового чартера;
  • У ОП должно быть обеспечено круглогодичное дежурство:

- в зимний период (5 мес.) – дизель-электрический ледокол типа "Капитан Николаев";

- в летний период (7 мес.) – судно снабжения типа "Нефтегаз".

Предполагается, что по мере вывода из эксплуатации этих судов они будут заменяться новыми аналогичными.

  • Дежурные суда привлекаются на условиях аренды.
  • Ледокольная проводка ЧТ обеспечивается атомными линейными ледоколами, арендуемыми у ММП.
  • Провозоспособность ЧТ определяется с учетом динамики времени кругового рейса по месяцам года. При расчете провозоспособности учтена возможность накопления нефти в БРП в наиболее неблагоприятных условиях перевозок с последующим вывозом накопленной нефти при более благоприятных условиях.
  • Учитываются затраты на ликвидацию объектов МТТК, списываемых после завершения эксплуатационного периода (см. п. 8.5. ТЗ).
  • В связи с отсутствием данных в расчетах не учтены затраты на отгрузку нефти с существующего ОП ММП.
  • При оценке тарифов на перевалку и транспортировку нефти принято, что значение тарифа в эксплуатационном периоде постоянно.
  • Методика расчета провозоспособности ЧТ описана в работе "Предложения по организации морской перевозки нефти с Варандейского нефтяного отгрузочного терминала (рабочие материалы к техническому отчету)", ФГУП ЦНИИ им. акад. А.Н. Крылова, 2003 г. В Приложении А приведены результаты расчета провозоспособности ЧТ.
  • Затраты оценивались в руб. и $ США. Принят курс 1 $ = 28,5 руб.
  • В составе Федеральных налогов учитываются налоги на прибыль и имущество. Налог на добавленную стоимость не учитывается, т.к. нефть вывозится с таможенной территории Российской Федерации (см. Налоговый кодекс РФ, ст. 151, п.2)..
  • Принята следующая схема финансирования нового строительства – 20% за счет собственных средств и 80% -заемных средств. При выполнении Обоснования инвестиций (ОИ) ВОТ финансирование нового строительства предполагалось полностью за счет собственных средств.

 

Разработка организационно-технологических схем МТТК проведена, с учетом следующих положений:

  • максимальное использование технических средств, имеющихся (доступных) у ОАО "ЛУКОЙЛ" и / или ее дочерних предприятий;
  • минимизация удельных затрат и тарифов на отгрузку и вывоз нефти;
  • возможность реализации схемы перевозок;
  • соответствие нормативно-правовым и нормативно-техническим документам;
  • соответствие экологическим требованиям.

 

Ограничения задачи

Разработка схем МТТК проведена с учетом следующих ограничений, которые учтены для каждого года эксплуатационного периода:

  • на объемы перевозок нефти с ВОТ ЧТ;
  • на перевозки нефти с МРПК ЛТ;
  • по пропускной способности ОП;
  • по пропускной способности ПНХ и МРПК;
  • на обеспеченность ледокольной проводки ЧТ;
  • по срокам проектирования и строительства технических средств и судов;
  • на вместимость ПНХ;
  • на вместимость БРП.

 

Оптимизируемые переменные

  • сроки ввода в эксплуатацию технических средств и судов новой постройки.
  • количество и типы ЧТ.
  • количество и типы ЛТ, обеспечивающих перевозки на маршруте МРПК – Роттердам.
  • типы действующих ОП.

 

Показатели и критерии

При выполнении технико-экономических и финансовых расчетов определялись:

  • капитальные затраты на строительство;
  • эксплуатационные расходы на перевозки нефти и ее перевалку;
  • прибыль Оператора МТТК ;
  • налоги в Федеральный бюджет;
  • удельные затраты на перевозку и перевалку 1 т нефти;
  • тариф на перевозки 1 т нефти от БРП до экспортного порта.
  • срок окупаемости

Оценка показателей выполнена применительно к следующим системам:

  • ВОТ (в составе БРП, ПТ и ОП);
  • МТТК в целом (все технические средства и суда, обеспечивающие транспорт нефти на участке от БРП до экспортного порта).

 

8.4 Расчетные варианты

На начальной стадии разработки МТТК рассматривались альтернативные варианты организации транспорта нефти (см. табл. 8.2)

На этапе предварительных исследований были отобраны наиболее целесообразные или расчетные варианты, которые выделены в таблице. С использованием отобранных решений сформированы базовые варианты МТТК, применительно к которым оценивались экономические и инвестиционные показатели.

Таблица 8.2 Расчетные варианты МТТК

№ п.п.

Наименование

Варианты

1.

Расчетный грузопоток                  

 

-максимальные годовые перевозки, млн. т

8 , 12,5 ,     14,8

-период эксплуатации, лет

20,   25

-общий объем перевозок, млн. т

257,   289,0,     322,6

2.

Дедвейтная группа ЧТ, тыс. т

 

- ЧТ типа "Астрахань"

20

- крупнотоннажные ЧТ

60, 70

- линейные танкеры

100, 150, 200, 250

3.

Ледовая категория ЧТ

ЛУ4, ЛУ5, ЛУ6

4.

Дедвейт ЧТ, тыс. т

70

5.

Линейные ледоколы

Атомные . Дизель-электрические.

6.

Технологическая схема перевозок

Прямые, Перевалочные.

7.

Схема перевалки нефти

ПНХ, Береговое хранилище

8.

ПНХ

 

-дедвейт, тыс. т

140, 220, 300, 345, 360

-вариант разработки

Новое строительство.

Переоборудованный танкер

-конструктивный тип.

Однокорпусный,

С двойным корпусом

9.

Способ привлечения судов и технических средств

 

- ЧТ

Аренда ,

Собственность Оператора

- ЛТ, ПНХ, дежурные суда, линейные ледоколы

Аренда,

Собственность Оператора МТТК

10.

Глубина установки ОП, м

 

- PLEM (ММП) существующий

12

-танкер на грунте

12, 14

-STL

15 , 20

- СМЛОП

16, 21,5

11.

Расчетный тип ледовых условий  

Легкий. Средний .Тяжелый. Экстремальный

12.

Конечный пункт перевозок

Роттердам Порт Восточного побережья США

 

8.5 Информационно-нормативная база

8.5.1 Динамика перевозок нефти

Динамика добычи и перевозок нефти с Варандейского отгрузочного терминала, принятая по данным ООО "ПермНИПИнефть", приведена в табл. 8.3.

Таблица 8.3Динамика добычи и перевозок нефти

№ п.п.

Год

Объем перевозок, тыс. т

1.

2007

5492

2.

2008

9538

3.

2009

9962

4.

С 2010 по 2031 г.г.

12000

 

8.5.2 Физико-химические свойства нефтей

Физико-химические свойства отгружаемых нефтей приведены в табл. 8.4.

Таблица 8.4 - Физико-химические свойства отгружаемых нефтей

№
п.п.
Показатели

МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Мядсейское

Тобойское

Торавейское

Варандейское

Медынское

1.

Плотность при 20°С, кг/м3

853,1

856,0

902,0

901,0

831,2

2.

Вязкость кинематическая

 

 

 

 

 

- при 20°С, мм2/с

30,89

–

33,98

39,00

10,06

- при 50°С, мм2/с

9,97

–

–

–

5,31

- при 70°С, мм2/с

–

–

–

–

3,53

3.

Молекулярный вес

–

–

–

–

230

4.

Температура застывания,°С

-16°

–

-19°

-21°

-7°

Продолжение таблицы 8.4 - Физико-химические свойства отгружаемых нефтей

№ п.п.
Показатели

МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Северо- Сарем- бойское

Западно- Лекейя- гинское

Южно- Хыль- чуюское

Ярейю- ское

Хыль-чуюское

1.

Плотность при 20°С, кг/м3

868,1

873,1

818,5

828,6

834,1

2.

Вязкость кинематическая

 

 

 

 

 

- при 20°С, мм2/с

80,10

100,32

7,57

6,24

8,46

- при 50°С, мм2/с

14,56

15,81

3,13

3,03

4,04

- при 70°С, мм2/с

9,22

10,10

2,22

2,18

2,71

3.

Молекулярный вес

229

254

182

207

216

4.

Температура застывания,°С

+16°

+20°

+4°

-18°

-29°

 

8.5.3 Технико-экономические показатели технических средств и судов

Технико-экономические показатели по структурным элементам МРПК приведены в табл. 8.5 – 8.10.

Таблица 8.5 - Технико-экономические показатели ВОТ

№ п.п.

Наименование

Значение

Примечание
11

БРП, тыс. м. куб, в т. ч.:

265

По данным ООО "ПермНИПИнефть"

-существующие емкости, тыс. м. куб

65

-нового строительства, тыс. м. куб

200

Минимальные сроки строительства

1

Среднегодовые эксплуатационные расходы

(% капитальных затрат)

12
22

ПТ, протяженность, км

58

Годовые эксплуатационные расходы (% капитальных затрат)

2
33

Годовые эксплуатационные расходы на СМЛОП и прочие вспомогательные объекты (% капитальных затрат)

2
44

Типы ЧТ, обслуживаемых на ОП

 

Определяется глубиной моря у причала

-   PLEM (ММП)

Т20

-   СМЛОП

Т20, Т70
55

Время обслуживания ЧТ на ОП (зима / лето), сут.

 

Расчетные оценки

-Т 20 на PLEM (ММП)

4,3 / 4,3

-Т20 на СМЛОП

1,5 / 1,5

-Т70 на СМЛОП

2,0 / 1,5

 

Таблица 8.6 - Технико-экономические показатели МРПК

№ п.п.

Наименование

Значение

Примечание
11

Грузоподъемность ПНХ, тыс. т

345

Проектные данные
22

Время обслуживания на ПНХ, сут :

 

Расчетные оценки

- ЛТ Т250

2,0

- ЧТ Т20

1,0

- ЧТ Т70

1,0
33

Тариф, $/т

2,32

 

Таблица 8.7 - Технико-экономические показатели ЧТ типа Т20

№ п.п.

Наименование

Значение

Примечание

1.

Грузоподъемность, тыс. т :

 

Проектные данные

- летний период

19

- зимний период

16,5*

2.

Численность экипажа, чел.

25

3.

Расход топлива на круговой рейс, т :

 

Определено расчетом

- ВОТ – Роттердам

510

- ВОТ – МРПК

210
4.

Стоимость топлива, $/т (руб./т)

140 (3990)

Статистические данные
5.

Время обслуживания на ОП, сут.:

 

Расчетные оценки

- PLEM (ММП)

4,3

- СМЛОП

1,5
6.

Время обслуживания в экспортном порту, сут

1,0
7.

Фрахтовая ставка, тыс. $ / сут (тыс. руб./сут)

18,0 (513)

Данные ММП
8.

Портовые сборы, тыс. $ (тыс. руб.)

9,9 (282,15)

* для этого значения г/п ледовая категория ЧТ соответствует классу ЛУ5 Правил РМРС

 

Таблица 8.8 - Технико-экономические показатели ЧТ типа Т70

№ п.п.

Наименование

Значение

Примечание

1.

Грузоподъемность, тыс. т

68,0

Проектные данные

2.

Численность экипажа, чел.

25
3.

Расход топлива на круговой рейс, т

 

Расчетные оценки

-ВОТ – МРПК

450
 

-ВОТ - Роттердам

975
4.

Стоимость топлива, $/т (руб./т)

140 (3990)

Статистические данные
5.

Время обслуживания на ОП типа СМЛОП, сут :

 

Расчетные оценки

- зимний период

2,0

- летний период

1,5
6.

Портовые сборы (при прямых рейсах), тыс. $ (тыс. руб.)

35,1 (1000,35)
7.

Фрахтовая ставка, тыс. $ / сут (тыс. руб./сут)

35,4 (1008,90)

 

Таблица 8.9 - Технико-экономические показатели ЛТ г/п 250 тыс. т

№ п.п.

Наименование

Значение

Примечание
1

Расход топлива (рейс МРПК – Роттердам), т

1070

Расчетные оценки
2

Стоянка в экспортном порту, сут

1,5
3

Фрахтовая ставка тыс. $ / сут (тыс. руб./сут)

37,9 (1080,15)
4

Портовые сборы, тыс. $ (тыс. руб.)

112,8 (3214,80)
5

Продолжительность кругового рейса МРПК – Роттердам, сут.

11,5

 

Таблица 8.10 - Технико-экономические показатели ледоколов и дежурных судов

№ п.п.

Наименование

Значение

Примечание
11

Число ЧТ, обслуживаемых одним атомным ледоколом, ед.

2

По результатам моделирования кругового рейса ЧТ
22

Фрахтовая ставка, тыс. $ / сут. (тыс. руб./сут) :

 

По данным ММП

- атомный ледокол типа "Арктика"

50 (1425)

- дизель-электрический ледокол типа

"Капитан Николаев"

37 (1054,5)

- судно снабжения типа "Нефтегаз"

7,2 (205,2)
33

Продолжительность аренды, мес. / год:

 

 
 

4 (5)

По результатам моделирования кругового рейса ЧТ

- дизель-электрического ледокола типа

"Капитан Николаев"

5

На зимний период

- судна снабжения типа "Нефтегаз"

7

На летний период

 

8.6 Обоснование состава судов и технических средств

8.6.1 Разработка варианта схемы перевозок нефти

Рассматривались варианты организации перевозок, отличающиеся:

- сроками ввода в эксплуатацию технических средств и судов;

- используемыми ОП (существующий PLEM, новый СМЛОП);

- типами и количеством ЧТ;

- технологической схемой перевозок (прямые перевозки ВОТ - экспортный порт и перевалочные перевозки с использованием МРПК);

- дедвейтом ПНХ 360 тыс. т;

- вариантом разработки ПНХ (новое строительство и переоборудование существующего танкера).

Результаты моделирования перевозок ЧТ типов Т20, Т70 и ЛТ приведены в Приложении А.

С использованием полученных оценок определен состав технических средств, схема перевозок и основные показатели МТТК для каждого года эксплуатационного периода. Результаты приведены в табл. Б.1, Приложение Б.

При разработке схемы перевозок учтена пропускная способность СМЛОП (см. расчет, приведенный в табл. 5.1)

Ниже приведено описание разработанной схемы перевозок нефти по годам эксплуатационного периода.

При описании схемы перевозок приведены данные по планируемым объемам перевозок.

  • 2007 год

Объем перевозок – 5492 тыс. т

Вводится в эксплуатацию ПТ и БРП.

Завершается строительство СМЛОП, с которого в последние 3 месяца осуществляется отгрузка нефти в ЧТ Т70

Перевалочные перевозки обеспечиваются арендуемыми ЧТ типа Т70 (1 ед. с СМЛОП) и типа Т20 в количестве от 3 до 6 ед. с ОП типа PLEM и СМЛОП

  • 2008 год

Объем перевозок – 9538 тыс. т

Вводится в эксплуатацию БРП

Перевалочные перевозки обеспечиваются арендуемыми ЧТ типа Т70 (2 ед.) и типа Т20 (2-4 ед.).

Отгрузку нефти в ЧТ обеспечивает СМЛОП.

  • 2009 год

Объем перевозок – 9962 тыс. т

Вводится в эксплуатацию 3-й ЧТ типа Т70.

Перевалочные перевозки обеспечиваются ЧТ типа Т70 (3 ед.) и типа Т20 (1 ед. в течение 3- месяцев на время ремонта ЧТ Т70).

Отгрузку нефти в ЧТ обеспечивают СМЛОП.

  • с 2010 по 2031 год

Объем перевозок – 12000 тыс. т

Перевалочные перевозки обеспечиваются ЧТ типа Т70 (4 ед.).

Отгрузку нефти в ЧТ обеспечивает СМЛОП.

Таблица 8.11 - Расчетная пропускная способность СМЛОП для ЧТ типа Т70

№

п.п.

Наименование

Значение

Примечание

1.

Максимальное количество отгрузок в зимний период, ед.

91,25

Определено расчетом по результатам моделирования времени кругового рейса по месяцам года.

2.

Максимальная отгрузка в зимний период, млн. т (1) * г/п ЧТ (68 тыс. т)

6,205

 

3.

Максимальное накопление нефти в БРП зимой, млн. т

0,055

По результатам моделирования перевозок ЧТ

4.

Максимальная отгрузка в летний период, млн. т (2)+ 2*(3)

6,315

 

5.

Итого максимальная пропускная способность, млн. т/год                 (2)+(3)+(4)

12,520

 

 

8.6.2 Динамика ввода в эксплуатацию технических средств МТТК

С учетом прогнозируемых сроков строительства объектов МТТК и в соответствии с разработанной Схемой перевозок нефти определены сроки ввода технических средств в эксплуатацию (см. табл. 8.12)

Таблица 8.12 - Динамика ввода в эксплуатацию технических средств МТТК

№ п.п.

Наименование объекта МТТК

Год

1.

МРПК

2006

2.

ПТ

2007

3.

БРП

2008

2.

СМЛОП и один ЧТ типа Т70 (аренда)

2007

3.

2-й ЧТ типа Т70 (аренда)

2008

4.

3-й ЧТ типа Т70 (аренда)

2009

5.

4-й ЧТ типа Т70 (аренда)

2010

 

Динамика использования технических средств МТТК приведена в табл. 8.13.

Таблица 8.13 - Состав и показатели использования МТТК

№ п.п.

Технические средства

Год и объем перевозок, тыс. т

2007

2008

2009

2010

5492

9538

9962

12000

1

Отгрузочный причал СМЛОП

+

+

+

+

2

Подводный трубопровод

+

+

+

+

3

БРП, тыс. м. куб.

165

265

265

265

1

Отгрузочный причал PLEM (ММП)

+

-

-

-

2

Челночные танкеры, ед.

 

 

 

 

 

·Т20 типа "Астрахань"

3-6

2-3

1 (на 3 мес.)

-

 

·Т70

1 (на 3 мес.)

2

3

4

3

Линейные ледоколы, ед.

(аренда в зимний период)

1-2

2-3

1-2

2

4

Дежурные суда, ед.

1

1

1

1

5

МРПК

+

+

+

+

6

Линейные танкеры дедвейтом 250 тыс. т, ед.

1

1-2

1-2

1-2

 

8.7 Капитальные затраты

Капитальные затраты на составляющие ВОТ приняты по данным ООО "ПермНИПИнефть" (см. табл. 8.14-8.15).

Таблица 8.14 - Капитальные затраты по структурным элементам МТТК

№ п.п.

Наименование

Значение

млн. $

млн. руб.

1.

ВОТ

624

17777

1.1.

СМЛОП

133

3787

1.2.

ПТ

189

5376

1.3.

БРП

151

4313

1.4.

Прочие вспомогательные объекты

151

4301

Таблица 8.15 - Динамика капитальных затрат по структурным элементам МТТК

№ п.п.

Наименование

Год

Капитальные затраты, млн. $ (млн. руб.)

Ликвидационные расходы, млн. $ (млн. руб.)

1.

СМЛОП

2007

133 (3791)

9,3 (265,1)

2.

ПТ

2006

189 (5387)

13,2 (376,2)

3.

БРП

2005

15 (428)

10,6 (302,1)

2006

82 (2337)

2007

54 (1539)

4.

Прочие вспомогательные объекты

2006

96 (2736)

10,6 (302,1)

2007

55 (1568)

 

ИТОГО

 

624 (17777)

43,7 (1245,5)

 

8.8 Эксплуатационные затраты

Оценка годовых эксплуатационных затрат по структурным элементам МТТК приведена в табл. 8.16 – 8.21.

Таблица 8.16 - Годовые эксплуатационные затраты на МРПК

№ п.п.

Год / Объем перевалки нефти,

тыс. т

Затраты на аренду МРПК,

млн. $ (млн. руб.)

  
 

1.

2007 /   5492

12,741 (363,119)

  

2.

2008 / 9538

22,128 (630,648)

  

3.

2009 / 9962

23,112 (658,692)

  

4.

2010-2031 / 12000

27,840 (793,440)

  

Таблица 8.17 - Годовые эксплуатационные затраты на ЛТ (перевозки МРПК – Роттердам)

№ п.п.

Год / Объем перевалки нефти,

тыс. т

Тип и количество ЛТ (годовой фрахт)

Тип и количество рейсов (рейсовый фрахт*)

Эксплуатационные затраты, млн. $

Фрахт ЛТ

Топливо

Портовые сборы

Всего, млн. $

(млн. руб.)

1.

2007 /   5492

-

Т250, 22 рейса

11,027

3,291

2,478

16,796 (478,686)

2.

2008 /   9538

Т250, 1 ед.

Т250, 7 рейсов

17,342

5,715

4,304

27,361 (779,789)

3.

2009 / 9962

Т250, 1 ед.

Т250, 9 рейсов

18,345

5,969

4,495

28,809 (821,057)

4.

2010-2031 / 12000

Т250, 1 ед.

Т250, 17 рейсов

22,354

7,190

5,414

34,959 (996,332)

* на 15 % выше фрахтовой ставки на годовой фрахт

 

Таблица 8.18 - Годовые эксплуатационные затраты на ВОТ

№ п.п.

Наименование

Значение, млн. $ (млн. руб.)

1.
СМЛОП

2,658 (75,741)

2.

ПТ

3,773 (107,519)

3.

БРП

18,160 (517,552)

4.

Прочие вспомогательные объекты ВОТ

3,018 (86,015)

5.

Терминальные суда ("Капитан Николаев"

– 5 мес. и "Нефтегаз" – 7 мес.) в расчете на 1 ОП

7,160 (204,060)

 

Таблица 8.19 - Годовые эксплуатационные затраты на ЧТ типа Т20

№ п.п.

Год / объем перевозок,

тыс. т

Количество судов

Фрахт ЧТ,

млн. $

Топливо

Всего затрат,

млн. $ (млн. руб.)

Кол-во рейсов, ед.

Расход, тыс. т

Стои-мость, млн. $

1.

2007 / 4440

3 ед. – 3 мес.

4 ед. – 2 мес.

5 ед. – 3 мес.

6 ед. – 3 мес.

7 ед. – 1 мес.

31,208

254

53,280

7,459

38,667 (1102,010)

2.

2008 / 2438

2 ед. – 6 мес.

3 ед. – 6 мес.

17,520

139

29,256

4,096

21,616 (616,056)

3.

2009 / 238

1 ед. на 3 мес.

2,190

14

2,856

0,400

2,590 (73,815)

 

Таблица 8.20 - Годовые эксплуатационные затраты на ЧТ типа Т70

№ п.п.

Год / объем перевозок,

тыс. т

Количество судов

Фрахт ЧТ,

млн. $

Топливо

Всего затрат,

млн. $ (млн. руб.)

Кол-во рейсов, ед.

Расход, тыс. т

Стои-мость, млн. $

1.

2007 / 1052

1 ед. на 3 мес.

3,230

16

7,20

1,008

4,238 (120,783)

2.

2008 / 7100

2 ед.

25,842

105

47,25

6,615

32,457 (925,025)

3.

2009 / 9714

3 ед.

36,639

143

64,35

9,009

45,648 (1300,968)

4.

2010-2031 / 12000

4 ед.

47,436

177

79,65

11,151

58,587 (1669,729)

 

Таблица 8.21 - Годовые эксплуатационные затраты на линейные ледоколы

№ п.п.

Год / объем перевозок,

тыс. т

Тип, количество ЧТ и потребность в ледоколах

Суммарное время аренды ЛЛ, мес.

Затраты на аренду ЛЛ,

млн. $ (млн. руб.)

1.

2007 /   5492

Т20 от 4 до 6 ед. – 2 – 3 ЛЛ на 5 мес.

7,0

10,646 (303,411)

2.

2008 /   9538

Т20 3 ед. – 1 – 2 ЛЛ на 5 мес.

Т70 2 ед. – 1 ЛЛ на 4 мес.

12,5

19,010 (541,785)

3.

2009 / 9962

Т70 3 ед. – 1 - 2 ЛЛ на 4 мес.

Т20 1 – 2 ед. на 2 летних месяца – проводка не нужна

6,0

9,125 (260,063)

4.

2010-2031 / 12000

Т70 4 ед. – 2 ЛЛ на 4 мес.

8,0

12,167 (346,760)

 

8.9 Экономические и инвестиционные показатели

Инвестиционные показатели ВОТ и МТТК (общие затраты с разбивкой на капитальные, эксплуатационные и налоги, тарифы, удельные затраты, прибыль и срок окупаемости) приведены в табл. 8.22 – 8.23, Структура удельных затрат и тарифов приведена в табл. 8.24 –8.25.

Оценки выполнены с учетом и без учета основных федеральных законов.

В расчетах варьировался уровень ВНД.

Схема финансирования -20 % собственных и 80 % заемных средств.

Таблица 8.22 - Инвестиционные показатели ВОТ

Наименование показателя

Без учета налогов

С учетом налогов

ВНД=0,15

ВНД=0,25

ВНД=0,35

ВНД=0,15

ВНД=0,25

ВНД=0,35

Тариф, $/т

9,75

12,59

15,00

11,98

15,76

18,94

Удельные затраты, $/т

5,20

5,20

5,20

7,32

8,22

8,99

Общие затраты, млн. $, в т.ч.:

1501,5

1501,5

1501,5

2114,8

2376,9

2597,5

·капитальные затраты

624

624

624

624

624

624

·выплаты процентов по кредитам

159,7

159,7

159,7

159,7

159,7

159,7

·ликвидационные расходы

43,7

43,7

43,7

43,7

43,7

43,7

·эксплуатационные расходы

674,0

674,0

674,0

674,0

674,0

674,0

·налоги

 

 

 

613,3

875,5

1096,0

Чистый доход, млн. $

1316,2

2136,9

2832,7

1347,4

2177,6

2876,0

Срок окупаемости, лет

11,8

9,1

6,7

12,0

10,0

7,0

 

Таблица 8.23 - Инвестиционные показатели МТТК

Наименование показателя

Без учета налогов

С учетом налогов

ВНД=0,15

ВНД=0,25

ВНД=0,35

ВНД=0,15

ВНД=0,25

ВНД=0,35

Тариф, $/т

22,07

25,18

27,83

24,30

28,35

31,77

Удельные затраты, $/т

17,16

17,16

17,16

19,37

20,34

21,16

Общие затраты, млн. $, в т.ч.:

4959,1

4959,1

4959,1

5597,1

5878,0

6115,2

·капитальные затраты

624

624

624

624

624

624

·выплаты процентов по кредитам

159,7

159,7

159,7

159,7

159,7

159,7

·ликвидационные расходы

43,7

43,7

43,7

43,7

43,7

43,7

·эксплуатационные расходы

4131,7

4131,7

4131,7

4131,7

4131,7

4131,7

·налоги

 

 

 

638,0

918,9

1156,1

Чистый доход, млн. $

1419,0

2317,0

3083,5

1424,3

2315,0

3066,1

Срок окупаемости, лет

11,7

8,9

6,6

12,0

10,0

7,0

 

Таблица 8.24 - Структура удельных затрат и тарифов МТТК, $/т

Структурный элемент МТТК

Без учета налогов

С учетом налогов

Тариф,

$/т

Удельные затраты, $/т

Тариф,

$/т

Удельные затраты, $/т

МТТК

22,07

17,16

24,30

19,37

·ВОТ, в т.ч.:

9,75

5,20

11,98

7,32

-БРП

3,38

2,23

3,93

2,75

-ПТ

2,69

1,19

3,42

1,88

-СМЛОП

1,66

0,83

2,09

1,24

-Прочие объекты

2,03

0,94

2,56

1,44

·ЧТ

5,16

4,96

5,20

5,02

·ЛЛ

1,17

1,06

1,19

1,09

·МРПК

2,32

2,32

2,33

2,32

·ЛТ

2,92

2,91

2,93

2,92

·ТС

0,67

0,62

0,69

0,64

 

Таблица 8.25 - Структура удельных затрат и тарифов МТТК, %

Структурный элемент МТТК

Без учета налогов

С учетом налогов

Тариф,

%

Удельные затраты, %

Тариф,

%

Удельные затраты, %

МТТК

100

100

100

100

·ВОТ, в т.ч.:

44

30

49

38

-БРП

15

13

16

14

-ПТ

12

7

14

10

-СМЛОП

8

5

9

6

-Прочие объекты

9

5

11

7

·ЧТ

23

29

21

26

·ЛЛ

5

6

5

6

·МРПК

11

14

10

12

·ЛТ

13

17

12

15

·ТС

3

4

3

3

 

Основные экономические и инвестиционные показатели МТТК приведены на рис. 8.2.

8.10 Динамика денежных потоков

Денежные потоки для МТТК с учетом основных Федеральных налогов приведены в табл. 8.26.

График потока наличности приведен на рис. 8.2.

 

 

 

 

Таблица 8.26 - Денежные потоки для МТТК (ВНД=0,15, тариф=24,30 $/т)

Наименование показателя                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        

Итого

Годы

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

ОПЕРАЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Выручка, млн. $

7021,061

 

 

133,428

231,726

242,027

291,540

291,540

291,540

291,540

291,540

291,540

291,540

291,540

291,540

Производственные затраты, млн. $

-4131,654

 

 

-101,656

-157,341

-144,053

-169,482

-169,482

-169,482

-169,482

-169,482

-169,482

-169,482

-169,482

-169,482

Налоги, млн. $

-637,614

 

 

-6,934

-16,532

-25,239

-30,555

-30,090

-29,625

-29,159

-28,694

-28,230

-27,765

-27,300

-26,835

Сальдо операционной деятельности, млн. $

2251,793

 

 

24,838

57,853

72,735

91,503

91,968

92,433

92,899

93,364

93,828

94,293

94,758

95,223

ИНВЕСТИЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Капитальные затраты на основные средства, млн. $

-624,000

-15,000

-367,000

-242,000

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Выручка от реализации основных средств, млн. $

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Затраты на ликвидацию основных средств, млн. $

-43,700

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Сальдо инвестиционной деятельности, млн. $

-667,700

-15,000

-367,000

-242,000

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ФИНАНСОВАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заемные средства, млн. $

499,200

12,000

293,600

193,600

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Погашение займов, млн. $

-499,200

 

-1,714

-43,657

-71,314

-71,314

-71,314

-71,314

-71,314

-69,600

-27,657

 

 

 

 

Выплата процентов по займам, млн. $

-159,744

 

-0,960

-24,311

-36,306

-30,601

-24,896

-19,191

-13,486

-7,781

-2,213

 

 

 

 

Сальдо финансовой деятельности, млн. $

-159,744

12,000

290,926

125,632

-107,621

-101,915

-96,210

-90,505

-84,800

-77,381

-29,870

 

 

 

 

ОПЕРАЦИОННАЯ ИНВЕСТИЦИОННАЯ И ФИНАНСОВАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Сальдо операционной, инвестиционной и финансовой деятельности (чистый доход), млн. $

1424,349

-3,000

-76,074

-91,529

-49,768

-29,181

-4,707

1,462

7,633

15,519

63,494

93,828

94,293

94,758

95,223

Накопленный чистый доход, млн. $

1424,349

-3,000

-79,074

-170,603

-220,371

-249,552

-254,259

-252,797

-245,164

-229,645

-166,151

-72,323

21,970

116,728

211,951

Чистый дисконтированный доход, млн. $

0,003

-2,609

-57,523

-60,182

-28,455

-14,508

-2,035

0,550

2,495

4,411

15,695

20,168

17,624

15,401

13,458

Накопленный чистый дисконтированный доход, млн. $

0,003

-2,609

-60,132

-120,313

-148,768

-163,277

-165,311

-164,762

-162,267

-157,855

-142,160

-121,993

-104,369

-88,968

-75,510

Накопленный чистый дисконтированный доход для коэффициента дисконтирования=0.1, млн. $

139,715

-2,727

-65,598

-134,365

-168,358

-186,477

-189,134

-188,384

-184,823

-178,241

-153,761

-120,875

-90,831

-63,383

-38,307


Продолжение таблицы 8.26

Наименование показателя

Годы

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

ОПЕРАЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Выручка, млн. $

291,540

291,540

291,540

291,540

291,540

291,540

291,540

291,540

291,540

291,540

291,540

291,540

291,540

 

Производственные затраты, млн. $

-169,482

-169,482

-169,482

-169,482

-169,482

-169,482

-169,482

-169,482

-169,482

-169,482

-169,482

-169,482

-169,482

 

Налоги, млн. $

-26,369

-25,905

-25,440

-24,975

-24,510

-24,045

-23,580

-23,115

-22,650

-22,185

-29,294

-29,294

-29,294

 

Сальдо операционной деятельности, млн. $

95,689

96,153

96,618

97,083

97,548

98,013

98,478

98,943

99,408

99,873

92,764

92,764

92,764

 

ИНВЕСТИЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Капитальные затраты на основные средства, млн. $

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Выручка от реализации основных средств, млн. $

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Затраты на ликвидацию основных средств, млн. $

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

-43,700

Сальдо инвестиционной деятельности, млн. $

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

-43,700

ФИНАНСОВАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заемные средства, млн. $

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Погашение займов, млн. $

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Выплата процентов по займам, млн. $

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Сальдо финансовой деятельности, млн. $

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ОПЕРАЦИОННАЯ ИНВЕСТИЦИОННАЯ И ФИНАНСОВАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Сальдо операционной, инвестиционной и финансовой деятельности (чистый доход), млн. $

95,689

96,153

96,618

97,083

97,548

98,013

98,478

98,943

99,408

99,873

92,764

92,764

92,764

-43,700

Накопленный чистый доход, млн. $

307,640

403,793

500,411

597,494

695,042

793,055

891,533

990,476

1089,884

1189,757

1282,521

1375,285

1468,049

1424,349

Чистый дисконтированный доход, млн. $

11,760

10,275

8,978

7,845

6,854

5,989

5,232

4,571

3,994

3,489

2,818

2,450

2,131

-0,873

Накопленный чистый дисконтированный доход, млн. $

-63,750

-53,475

-44,497

-36,652

-29,798

-23,809

-18,577

-14,006

-10,012

-6,523

-3,705

-1,255

0,876

0,003

Накопленный чистый дисконтированный доход для коэффициента дисконтирования=0.1, млн. $

-15,400

5,525

24,641

42,102

58,052

72,621

85,928

98,083

109,185

119,324

127,886

135,670

142,745

139,715

 

8.11 Технико-экономические и финансовые показатели

Технико-экономические и финансовые показатели ВОТ и МТТК для ВНД 0,15 с учетом налогов приведены в табл. 8.27.

Таблица 8.27 - Технико-экономические и финансовые показатели

№

п.п.

Наименование

Значение

ВОТ

МТТК

млн. $

млн. руб.

млн. $

млн. руб.

1.

Капитальные затраты

624

17777

624

17777

2.

Ликвидационные расходы

43,7

1245,5

43,7

1245,5

3.

Обслуживание кредита

159,7

4551,5

159,7

4551,5

4.

Эксплуатационные затраты

674,0

19209,0

4131,7

117753,5

5.

Налоги в Федеральный бюджет

613,3

17479,1

637,6

18171,6

6.

Общие затраты

2114,8

60271,8

5597,1

159517,4

7.

Прибыль Оператора ВОТ или МТТК

1347,4

38400,9

1424,3

40592,6

8.

Удельные затраты, $/т (руб./т.)

7,32

208,62

19,37

552,05

9.

Тариф (ВНД=15%), $/т (руб./ т.)

11,98

341,43

24,30

692,55

10.

Срок окупаемости, лет

12

12

 

8.12 Заключение

  1. МТТК включает следующие технические средства и суда:

1.1. Собственные:

- ВОТ в составе БРП, ПТ и СМЛОП;

1.2. Привлекаемые на условиях аренды:

-ОП PLЕM;

-дежурные суда и линейные ледоколы;

-челночные и линейные танкеры;

-МРПК в составе ПНХ, якорной стоянки, буксиров и обеспечивающих судов.

  1. Рекомендуется следующая последовательность наращивания производственных мощностей МТТК.

2007 год Отгрузка нефти с ОП типа PLEM в ЧТ Т20.

Ввод в эксплуатацию СМЛОП, с которого осуществляется отгрузка нефти в ЧТ Т70 и Т20 последние 3 месяца года.

Перевалка на арендуемом МРПК

2008 год Отгрузка нефти с СМЛОП в ЧТ Т70 и Т20. Перевалка на арендуемом МРПК

2009 год Отгрузка нефти с СМЛОП в ЧТ Т70 и Т20 (только на время планового ремонта ЧТ Т70). Перевалка на арендуемом МРПК

2010 - 2031 год Отгрузка нефти с СМЛОП в ЧТ Т70. Перевалка на арендуемом МРПК

  1. Для реализации МТТК необходимо обеспечить новое строительство следующих технических объектов:

-БРП (объем новых резервуаров – 200 тыс. м³) - 151 / 4313 млн. $ / руб.;

-ПТ                                                                         - 189 / 5376 млн. $ / руб.;

-СМЛОП                                                                        - 133 / 3787 млн. $ / руб.;

-прочие вспомогательные объекты ВОТ           - 151 / 4301 млн. $ / руб.;

  1. Следующие типы судов и технических средств целесообразно привлечь в состав МТТК на условиях аренды:

- ОП PLEM;

- челночные танкеры Т20 типа "Астрахань" в количестве до 6 ед.;

- челночные танкеры дедвейтом 70000 т. в количестве до 4 ед.

- линейные ледоколы для проводки ЧТ - 2-3 ед.;

- дизель-электрические ледоколы (дежурство у ОП в зимний период) - 1 ед.

- суда-снабжения типа "Нефтегаз" (дежурство у ОП в летний период) – 1 ед.

- линейные танкеры дедвейтной группы 250 тыс. т. (перевозки МРПК -Роттердам) – 1-2 ед.;

  1. Разработанная организационно-техническая схема МТТК обеспечивает:

- плановые показатели отгрузки и перевозок нефти в эксплуатационном периоде (кроме первых двух лет из-за ограничения на пропускную способность ОП PLEM ММП);

- последовательное наращивание производственных мощностей;

- рациональное распределение во времени капитальных затрат на создание технических средств и судов;

- соблюдение реальных сроков проектирования и строительства новых объектов;

- выполнения ограничений по пропускной способности ОП и МРПК;

- эффективную загрузку технических средств нового строительства в эксплуатационном периоде;

- использование созданных к настоящему времени технических средств и судов (существующего БРП, ОП типа PLEM ММП, перевалочной базы, ЧТ Т20 типа "Астрахань", атомных и дизель-электрических ледоколов, судов снабжения).

  1. Оценка инвестиционных показателей выполнена применительно к ВОТ и МТТК в целом.

6.1 Основные инвестиционные показатели ВОТ:

- удельные затраты – 7,32 (208,62) $/т (руб./т);

- тариф (ВНД=0,15) – 11,98 (341,43) $/т (руб./т);

- капитальные затраты – 784 млн. $ (без обслуживания кредита – 624 млн. $);

- налоги в Федеральный бюджет – 613 млн. $;

- прибыль Оператора ВОТ – 1347 млн. $;

- срок окупаемости – 12 лет.

6.2 Основные инвестиционные показатели МТТК в целом:

- удельные затраты – 19,37 (552,05) $/т (руб./т);

- тариф (ВНД=0,15) – 24,30 (692,55) $/т (руб./т);

- капитальные затраты – 784 млн. $ (без обслуживания кредита – 624 млн. $);

- налоги в Федеральный бюджет – 638 млн. $;

- прибыль Оператора МТТК – 1425 млн. $;

- срок окупаемости – 12 лет.


Список литературы

  1. Отчет АМИГЭ «Морские инженерные изыскания для технико-экономического обоснования Варандейского отгрузочного терминала», Мурманск, 2003 г.
  2. «Правилами по охране труда при эксплуатации нефтебаз и автозаправочных станций» ПОТ РО-112-001-95;
  3. «Правилами охраны труда в морских портах» ПОТ РО-152-31.82.03-96;
  4. «Требованиями техники безопасности к общему расположению, устройствам и оборудованию морских судов» РД 31.81.01-88;
  5. «Правилами техники безопасности на судах Морского флота» РД31.81.10-91;
  6. "Декларация о намерениях строительства Варандейского отгрузочного терминала", Арктик Пасифик Контракторс, 2001 г.
  7. "Обоснование инвестиций ВОТ", Arctic Pacific Contractors, ФГУП "ЦНИИ им. акад. А.Н. Крылова", 2002 г.;
  8. "Предложения по организации морской перевозки нефти с Варандейского нефтяного отгрузочного терминала (рабочие материалы к техническому отчету)", ФГУП "ЦНИИ им. акад. А.Н. Крылова", 2003 г.;
  9. "Предложения по организации морской перевозки нефти с Варандейского отгрузочного терминала", ГУ по общим вопросам, транспорту и связи ОАО "ЛУКОЙЛ", 2003 г.
  10. "Анализ вариантов нефтетранспортных систем в Тимано-Печорской нефтегазовой провинции и выбор оптимального для ОАО "ЛУКОЙЛ" варианта", ОАО "ЛУКОЙЛ", апрель 2002 г.
  11. "Морская транспортная система с перевалкой на акватории губы реки Печенга", ФГУП ЦНИИ им. акад. А.Н. Крылова, 1998 г.
  12. "Сводный сметный расчет стоимости строительства Варандейского отгрузочного нефтяного терминала", ПермНИПИнефть, 2004 г.
  13. "Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов". Вторая редакция. Официальное издание. Москва. "Экономика", 2000 г.
  14. СНиП 2.01.02-85 «Противопожарные нормы»
  15. СНиП 2.01.07-85*. «Нагрузки и воздействия». М., 1987 г.
  16. СНиП 2.02.01-83*. «Основания зданий и сооружений». М., 1995 г.
  17. СНиП 2.02.02-85. «Основания гидротехнических сооружений». М., 1986 г.
  18. СНиП 2.02.03-85. «Свайные фундаменты». М., 1986 г.
  19. СНиП 2.04.05-91* «Отопление, вентиляция и кондиционирование»
  20. СНиП 2.04.09-89. «Пожарная автоматизация зданий и сооружений».
  21. СНиП 2.06.01-86. «Гидротехнические сооружения. Основные положения проектирования». М., 1996 г.
  22. СНиП 2.06.04-82*. «Нагрузки и воздействия на гидротехнические сооружения (волновые, ледовые и от судов)». М., 1995 г.
  23. СНиП 3.01.01.-85*. «Организация строительного производства».
  24. СНиП 3.01.04-87. «Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения».
  25. СНиП II-7-81*. «Строительство в сейсмических районах». М., 1982 г.
  26. СНиП II-23-81*. «Стальные конструкции»
  27. СНиП II-35-76. «Котельные установки»
  28. СНиП III-42-80*. «Магистральные трубопроводы». М., 1997 г.
  29. СНиП 10-01-94. «Система нормативных документов в строительстве. Основные положения». М., 1994 г.
  30. СНиП 11-01-95. «Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений». 1995г.
  31. СНиП 12-03-2001. «Безопасность труда в строительстве». Часть 1. «Общие требования».
  32. СНиП 12-04-2002. «Безопасность труда в строительстве». Часть 2. «Строительное производство».
  33. СНиП 21-01-97* «Пожарная безопасность зданий и сооружений»
  34. СНиП 22-01-95. «Геофизика опасных природных воздействий». М., 1996 г.
  35. СП 11-101-95. «Порядок разработки, согласования, утверждения и состав обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений». М., 1995 г.
  36. СП 11-102-97. «Инженерно-экологические изыскания для строительства» М., 1997г.
  37. СП 11-103-97. «Инженерно - гидрометеорологические изыскания для строительства». М., 1997 г.

 

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Моделирование перевозок челночными и линейными танкерами

 

Таблица А.1 - Моделирование перевозок с ОТ на Варандее

№ п.п.

Год эксплуатации

ЧТ

Маршрут

№ табл.

 

2007

Т20 и Т70

-"-

П 1.3 – П 1.5

 

2008

Т20 и Т70

-"-

П 1.6 – П 1.7

 

2009

Т70

-"-

П 1.8 – П 1.9

 

С 2010

Т70

-"-

П 1.10

Примечание: При моделировании перевозок ЧТ учтена необходимость ежегодного ремонта каждого танкера новой постройки в течение 1 месяца

 

Таблица А.2 - Моделирование перевозок с МРПК

№п.п.

Год эксплуатации

ЛТ

№ табл.

 

2007

Т250

П 1.11

 

2008

Т250

П 1.12

 

2009

Т250

П 1.13

 

С 2010

Т250

П 1.14

 

 

 

Таблица А.3 - Перевозки с Варандея в 2007 г. ЧТ типа Т70

Тип ОП

СМЛОП

Время обслуживания ЧТ на Варандее (зима /лето), сут

2 / 1,5

Грузоподъемность ЧТ (зима /лето), тыс. т

68 / 68

Маршрут

Варандей – МРПК

Объем БРП / максимальный вес накапливаемой нефти

165 тыс. м³ / 21 тыс. т

 

Месяц

Количество дней

Время кругового рейса ЧТ, сут.

Поступление нефти в БРП, тыс. т

Максимальное количество ЧТ, ед.

Принятое количество ЧТ, ед.

Расчетная провозо-способность ЧТ, тыс. т

Фактические перевозки,

тыс. т

Накопленная нефть в БРП, тыс. т

12

31

6,43

327,00

3,22

1

327,84

327,00

0,00

1

31

6,91

 

3,46

0

0,00

0,00

0,00

2

28

6,77

 

3,39

0

0,00

0,00

0,00

3

31

7,13

 

3,57

0

0,00

0,00

0,00

4

30

7,83

 

3,92

0

0,00

0,00

0,00

5

31

6,86

 

3,43

0

0,00

0,00

0,00

6

30

5,71

 

3,81

0

0,00

0,00

0,00

7

31

5,66

 

3,77

0

0,00

0,00

0,00

8

31

5,66

 

3,77

0

0,00

0,00

0,00

9

30

5,68

 

3,79

0

0,00

0,00

0,00

10

31

5,68

370,00

3,79

1

371,13

370,00

0,00

11

30

5,72

355,00

3,81

1

356,64

355,00

0,00

Итого:

365

 

1052,0

 

 

1055,6

1052,0

 

 

 

Таблица А.8 - Перевозки с Варандея в 2009 г. ЧТ типа Т70

Тип ОП

СМЛОП

Время обслуживания ЧТ на Варандее (зима /лето), сут

2 / 1,5

Грузоподъемность ЧТ (зима /лето), тыс. т

68 / 68

Маршрут

Варандей - МРПК

Объем БРП / максимальный вес накапливаемой нефти

265 тыс. м³ / 68 тыс. т

 

Месяц

Количество дней

Время кругового рейса ЧТ, сут.

Поступление нефти в БРП, тыс. т

Максимальное количество ЧТ, ед.

Принятое количество ЧТ, ед.*

Расчетная провозо-способность ЧТ, тыс. т

Фактические перевозки,

тыс. т

Накопленная нефть в БРП, тыс. т

12

31

6,43

846,09

3,22

3

983,51

846,09

0,00

1

31

6,91

846,09

3,46

3

915,20

846,09

0,00

2

28

6,77

764,21

3,39

3

843,72

764,21

0,00

3

31

7,13

846,09

3,57

3

886,96

846,09

0,00

4

30

7,83

780,79

3,92

3

781,61

780,79

0,00

5

31

6,86

846,09

3,43

3

921,87

846,09

0,00

6

30

5,71

818,79

3,81

3

1071,80

818,79

0,00

7

31

5,66

741,09

3,77

2

744,88

741,09

0,00

8

31

5,66

846,09

3,77

3

1117,31

846,09

0,00

9

30

5,68

713,79

3,79

2

718,31

713,79

0,00

10

31

5,68

846,09

3,79

3

1113,38

846,09

0,00

11

30

5,72

818,79

3,81

3

1069,93

818,79

0,00

Итого:

365

6,34

9714,0

 

 

11168,5

9714,0

 

* С учетом необходимости ежегодного ремонта ЧТ

 

Таблица А.9 - Перевозки с Варандея в 2009 г. ЧТ типа Т20

Тип ОП

СМЛОП

Время обслуживания ЧТ на Варандее (зима /лето), сут

1,5 / 1,5

Грузоподъемность ЧТ (зима /лето), тыс. т

16,5 / 19

Маршрут

Варандей - МРПК

Объем БРП / максимальный вес накапливаемой нефти

265 тыс. м³ / 68 тыс. т

 

Месяц

Количество дней

Время кругового рейса ЧТ, сут.

Поступление нефти в БРП, тыс. т

Максимальное количество ЧТ, ед.

Принятое количество ЧТ, ед.

Расчетная провозо-способность ЧТ, тыс. т

Фактические перевозки,

тыс. т

Накопленная нефть в БРП, тыс. т

12

31

6,09

0,00

4,06

0

0,00

0,00

0,00

1

31

6,39

0,00

4,26

0

0,00

0,00

0,00

2

28

8,21

0,00

5,47

0

0,00

0,00

0,00

3

31

8,54

0,00

5,69

0

0,00

0,00

0,00

4

30

9,39

38,00

6,26

1

52,72

38,00

0,00

5

31

6,83

0,00

4,55

0

0,00

0,00

0,00

6

30

5,64

0,00

3,76

0

0,00

0,00

0,00

7

31

5,60

105,00

3,73

1

105,18

105,00

0,00

8

31

5,60

0,00

3,73

0

0,00

0,00

0,00

9

30

5,62

105,00

3,75

2

202,85

105,00

0,00

10

31

5,62

0,00

3,75

0

0,00

0,00

0,00

11

30

5,76

0,00

3,84

0

0,00

0,00

0,00

Итого:

365

6,61

248,0

 

 

360,7

248,0

 

 

 

Таблица А.10 - Перевозки с Варандея с 2010 г. ЧТ типа Т70

Тип ОП

СМЛОП

Время обслуживания ЧТ на Варандее (зима /лето), сут

2 / 1,5

Грузоподъемность ЧТ (зима /лето), тыс. т

68 / 68

Маршрут

Варандей - МРПК

Объем БРП / максимальный вес накапливаемой нефти

265 тыс. м³ / 55 тыс. т

 

Месяц

Количество дней

Время кругового рейса ЧТ, сут.

Поступление нефти в БРП, тыс. т

Максимальное количество ЧТ, ед.

Принятое количество ЧТ, ед.*

Расчетная провозо-способность ЧТ, тыс. т

Фактические перевозки,

тыс. т

Накопленная нефть в БРП, тыс. т

12

31

8,00

1019,18

4,00

4

1054,00

1019,18

0,00

1

31

8,00

1019,18

4,00

4

1054,00

1019,18

0,00

2

28

8,00

920,55

4,00

4

952,00

920,55

0,00

3

31

8,00

1019,18

4,00

4

1054,00

1019,18

0,00

4

30

8,00

986,30

4,00

4

1020,00

986,30

0,00

5

31

8,00

1019,18

4,00

4

1054,00

1019,18

0,00

6

30

6,00

986,30

4,00

4

1360,00

986,30

0,00

7

31

6,00

1019,18

4,00

3

1054,00

1019,18

0,00

8

31

6,00

1019,18

4,00

3

1054,00

1019,18

0,00

9

30

6,00

986,30

4,00

3

1020,00

986,30

0,00

10

31

6,00

1019,18

4,00

3

1054,00

1019,18

0,00

11

30

6,00

986,30

4,00

4

1360,00

986,30

0,00

Итого:

365

 

12000,0

 

 

13090,0

12000,0

 

* С учетом необходимости ежегодного ремонта ЧТ

 

Таблица А.11 Перевозки с ПНХ в 2007 г.

Маршрут

МРПК - Роттердам

Грузоподъемность ЛТ, тыс. т

250

Продолжительность кругового рейса, сут

11

 

Месяц

Количество дней

Поступление нефти в ПНХ с ЧТ, тыс. т

Количество ЛТ по годовому фрахту, ед.

Количество рейсов ЛТ по рейсовому фрахту, ед.

Расчетная провозо-способность ЛТ, тыс. т

Фактические перевозки,

тыс. т

Нефть

в ПНХ,

тыс. т

12

31

927,51

 

3

750,00

750,00

177,51

1

31

310,51

 

1

250,00

250,00

238,02

2

28

280,46

 

2

500,00

500,00

18,48

3

31

310,51

 

1

250,00

250,00

78,99

4

30

300,49

 

1

250,00

250,00

129,48

5

31

310,51

 

1

250,00

250,00

189,99

6

30

300,49

 

1

250,00

250,00

240,48

7

31

310,51

 

2

500,00

500,00

50,99

8

31

310,51

 

1

250,00

250,00

111,50

9

30

300,49

 

1

250,00

250,00

162,00

10

31

880,51

 

4

1000,00

1000,00

42,51

11

30

949,49

 

4

1000,00

992,00

0,00

Итого:

365

5492,0

 

22

5500,0

5492,0

 

 

 

Таблица А.12 Перевозки с ПНХ в 2008 г.

Маршрут

МРПК - Роттердам

Грузоподъемность ЛТ, тыс. т

250

Продолжительность кругового рейса, сут

11,5

 

Месяц

Количество дней

Поступление нефти в ПНХ с ЧТ, тыс. т

Количество ЛТ по годовому фрахту, ед.

Количество рейсов ЛТ по рейсовому фрахту, ед.

Расчетная провозо-способность ЛТ, тыс. т

Фактические перевозки,

тыс. т

Нефть

в ПНХ,

тыс. т

12

31

796,45

1

 

673,91

673,91

122,53

1

31

823,71

1

1

923,91

923,91

22,33

2

28

713,48

1

 

608,70

608,70

127,11

3

31

816,57

1

1

923,91

923,91

19,77

4

30

721,46

1

 

652,17

652,17

89,05

5

31

821,64

1

 

673,91

673,91

236,78

6

30

846,58

1

1

902,17

902,17

181,18

7

31

810,08

1

1

923,91

923,91

67,35

8

31

810,08

1

 

673,91

673,91

203,51

9

30

783,95

1

1

902,17

902,17

85,28

10

31

810,08

1

1

923,91

895,36

0,00

11

30

783,94

1

1

902,17

783,94

0,00

Итого:

365

9538,0

 

7

9684,8

9538,0

 

 

 

Таблица А.13 Перевозки с ПНХ в 2009 г.

Маршрут

МРПК - Роттердам

Грузоподъемность ЛТ, тыс. т

250

Продолжительность кругового рейса, сут

11,5

 

Месяц

Количество дней

Поступление нефти в ПНХ с ЧТ, тыс. т

Количество ЛТ по годовому фрахту, ед.

Количество рейсов ЛТ по рейсовому фрахту, ед.

Расчетная провозо-способность ЛТ, тыс. т

Фактические перевозки,

тыс. т

Нефть

в ПНХ,

тыс. т

12

31

846,09

1

0

673,91

673,91

172,17

1

31

846,09

1

1

923,91

923,91

94,35

2

28

764,21

1

1

858,70

858,56

0,00

3

31

846,09

1

0

673,91

673,91

172,17

4

30

818,79

1

1

902,17

902,17

88,80

5

31

846,09

1

1

923,91

923,91

10,97

6

30

818,79

1

0

652,17

652,17

177,59

7

31

846,09

1

1

923,91

923,91

99,77

8

31

846,09

1

1

923,91

923,91

21,94

9

30

818,79

1

0

652,17

652,17

188,56

10

31

846,09

1

1

923,91

923,91

110,73

11

30

818,79

1

2

1152,17

929,53

0,00

Итого:

365

9962,0

 

9

10184,8

9962,0

 

 

 

Таблица А.14 Перевозки с ПНХ с 2010 г.

Маршрут

МРПК - Роттердам

Грузоподъемность ЛТ, тыс. т

250

Продолжительность кругового рейса, сут

11,5

 

Месяц

Количество дней

Поступление нефти в ПНХ с ЧТ, тыс. т

Количество ЛТ по годовому фрахту, ед.

Количество рейсов ЛТ по рейсовому фрахту, ед.

Расчетная провозо-способность ЛТ, тыс. т

Фактические перевозки,

тыс. т

Нефть

в ПНХ,

тыс. т

12

31

1019,18

1

1

923,91

923,91

95,27

1

31

1019,18

1

1

923,91

923,91

190,53

2

28

920,55

1

2

1108,70

1108,70

2,38

3

31

1019,18

1

1

923,91

923,91

97,65

4

30

986,30

1

1

902,17

902,17

181,77

5

31

1019,18

1

2

1173,91

1173,91

27,04

6

30

986,30

1

1

902,17

902,17

111,17

7

31

1019,18

1

1

923,91

923,91

206,43

8

31

1019,18

1

2

1173,91

1173,91

51,70

9

30

986,30

1

1

902,17

902,17

135,82

10

31

1019,18

1

1

923,91

923,91

231,09

11

30

986,30

1

3

1402,17

1217,39

0,00

Итого:

365

12000,0

 

17

12184,8

12000,0

 

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Динамика использования технических средств и судов

Таблица Б.1 Динамика использования судов и технических средств

ГГод

ППлановый грузопоток, тыс. т.

ТТип ОТ

ТТип и число     ЧТ

ООбъем перевозок типам судов,

тыс. т.

ССуммарный объем перевозок,

тыс. т.

Загрузка БРП, тыс. т.

Объем БРП, тыс. м3

ООбеспечение

погрузки ЧТ

ЗЗапас на опоздание ЧТ (2 сут)

Накопление

ннефти в зимний период

ИИтого

РРасчетный

ППринятый

2007

5492

PLEM

Т20, 3-6 ед.

3656

5492

68

30

0

98

135

165

СМЛОП

Т20, 2 ед. (на 3 мес.)

784

0

СМЛОП

Т70, 1 ед. (на 3 мес.)

1052

0

2008

9538

СМЛОП

Т70, 2 ед.

7100

9538

68

50

74

192

265

265

СМЛОП

Т20, 2-3 ед.

2438

0

2009

9962

СМЛОП

Т70, 3 ед.

9417

9962

68

55

0

123

170

265

СМЛОП

Т20, 1 ед. (на 3 мес.)

248

0

2010 - 2031

12000

СМЛОП

Т70, 4 ед.

12000

12000

68

66

0

134

185

265

Всего

288992

 

 

288992

288992

 

 

 

 

 

 

 

 


ПРИЛОЖЕНИЕ В

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ

 

Сокращение

Содержание

БРП

Береговой резервуарный парк

ВНД

Внутренняя норма доходности

ВОТ

Варандейский отгрузочный терминал

Г/п

Грузоподъемность танкера

ЛЛ

Линейный ледокол

ЛТ

Линейный танкер

ЛТ Т250

Линейный танкер г/п 250 тыс. т

ММП

Мурманское морское пароходство

МРПК

Морской рейдовый перевалочный комплекс

МТТК

Морской транспортно-технологический комплекс

НДС

Налог на добавленную стоимость

ОИ

Обоснование инвестиций

ОП

Отгрузочный причал

ПНХ

Плавучее нефтехранилище

ПТ

Подводный трубопровод

РМРС

Российский морской Регистр судоходства

СМЛОП

Стационарный морской ледостойкий отгрузочный причал

ТЗ

Техническое задание на работу

ТС

Дежурные (терминальные) суда

ЧТ

Челночный танкер

ЧТ Т20

ЧТ типа "Астрахань" дедвейтом 20 тыс. т

ЧТ Т70

ЧТ новой постройки дедвейтом 70 тыс. т

 

ЧЕРТЕЖИ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Доклад

Доклад

Лист 1

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (НГП), располагающаяся в районе Ненецкого АО, содержит в себе около3 % всех запасов нефти России.

К настоящему времени в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции открыто свыше 200 нефтяных месторождений, текущие разведанные запасы нефти превышают 1,5 млрд т. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция имеет значительный геологический потенциал нефтегазоносности для наращивания добычи углеводородногосырья в течение длительного периода XXI в.

Лист 2-3

Отгрузочный терминал, в составе которого создается СМЛОП, является элементом сложной транспортно- технологической системы вывоза нефти Тимано-Печорской провинции в морскую часть, который также содержит:

- челночные танкеры, осуществляющие перевозки нефти;

- обеспечивающие суда (ледоколы, буксиры и т.п.).

- Линейные танкера -250 тыс. тонн

- Рейдовый перевалочный комплекс (район Мурманска)

Район работ расположен в юго-восточной части Печорского моря, в субарктической зоне и характеризуется продолжительной зимой и коротким летом.

В мелководном, прибрежном районе Печорского моря ежегодно образуется неподвижный ледяной покров (припай), его максимальная ширина может достигать 14-15 км.

Для обеспечения надежности при эксплуатации трубопровода проектом рассчитаны и приняты следующие технические решения:

- рассматривается двухниточная конструкция подводного трубопровода;

- трубопровод из электросварных прямошовных труб диаметром 820х20,5мм, изготовленных по ТУ14-3-1573 с изм.2, марка стали 10Г2ФБЮ, уровень качества I;

- пассивная защита трубопровода осуществляется путем нанесения трехслойного наружного защитного покрытия на основе экструдированного полипропилена по ТУ1394-011-04005951 на одиночные трубы в заводских условиях;

- укладка забалластированного трубопровода выполняется с заглублением в грунт по всей трассе на 1.5 м

- для исключения отмораживания дна теплом продуктов перекачки и сохранения слоя вечной мерзлоты на береговом участке протяженностью 230м трубопровод укладывается на гравийную подушку толщиной 1м с засыпкой гравием на высоту 1м над верхней образующей трубы, с тепловой изоляцией трубопровода протяженностью 350м из полиуретана;

- соединение трубопровода со стояком СМЛОП осуществляется поворотным фланцем;

Расчеты выполнены в программе «ГазКондНефть»

 

Рис 4-5

Сырая нефть с берегового резервуарного парка от насосной станции по двум подводным трубопроводам поступает на СМЛОП. Вблизи морского дна трубопроводы стыкуются со стояками отгрузочной системы. Нефть проходя по двум упомянутым стоякам, собирается в один трубопровод и поступает через вертлюг в трубопроводы швартовно-грузового устройства(ШГУ), проложенные в грузовой стреле. На крыше опорного основания устанавливается подшипник диаметром 19 м, по которому вращается ШГУ. для более удобной и безопасной загрузки танкера. Далее нефть проходит через поворотное соединение, гибкий шланг диаметром 20" и быстроразъемное соединение на носу танкера.

Швартовка танкера к СМЛОП осуществляется бесконтактным способом. Комплекс рассчитан на круглогодичную загрузку нефтью танкеров дедвейтом от 20000 до 70000 тонн.

Предусмотрена отгрузка нефти различного качества. Нефть с высокой температурой застывания будет подаваться с берегового резервуарного парка в нагретом состоянии, и в дальнейшем подогреваться СКИН системой.

Максимальный и нормальный темпы отгрузки на каждой линии составляют 6000 и 3000 м3/ч. Давление нефти, поступающей в основание СМЛОП, равно 11 бар (м) при температуре 20°C.

По окончании отгрузки береговые насосы останавливаются, соединение шланга герметизируется и шланг отсоединяется от танкера.

Циркуляция нефти

В периодах между операциями отгрузки осуществляется циркуляция нефти во избежание ее охлаждения ниже температуры загустевания и, вследствие этого, образования геля или осаждения парафинов.

Предусматриваются следующие виды циркуляции:

- циркуляция с берега на СМЛОП;

- циркуляция в стреле ШГУ;

Очистка скребками

Регулярная очистка трубопроводов необходима для уменьшения слоя осажденного парафина до приемлемой толщины. Будут использованы скребки, создающие перед собой парафиновую взвесь. Периодичность операций очистки определяется в ходе эксплуатации, и будет зависеть от содержания парафинов в конкретных партиях нефти.

Лист 6-12

Корпус опорного основания моноблочной конструкции. Горизонтальное сечение в плане имеет форму правильного восьмиугольника. Такая форма близка к круглой и является наиболее рациональной с точки зрения технологичности конструкций, восприятия волновых и ледовых нагрузок на сооружение. Удерживается на месте от воздействии внешних нагрузок с помощью свай, забитых в морское дно.

Стационарный морской ледостойкий отгрузочный причал (СМЛОП) для Варандейского нефтяного отгрузочного терминала представляет собой обитаемое стальное сооружение, которое эксплуатируется при постоянном присутствии персонала.

 

 

На СМЛОП предусматриваются энергетическая установка, системы жизнеобеспечения, средства наблюдения, связи, контроля и управления, необходимые для функционирования и обеспечивающие автономность более чем на 45 суток.

На СМЛОП в максимальном объеме применены автоматические системы и системы дистанционного контроля и управления.

Так же по электро-, взрыво- и пожаробезопасности предусмотрен комплекс мероприятий, включающий предупредительные, контрольные меры и меры защиты от последствий

Такие как: автоматическая система отключения, пожаротушения, эвакуации.

В случая разлива нефти на поверхность воды будут применены боновые заграждения..

Лист 12

Еще 20 лет назад планировалось транспортировать нефть прибрежных месторождений Тимано-Печоры, включая Варандейское, по магистральной системе. Но от этого проекта пришлось отказаться. Сказалась большая отдаленность прибрежных месторождений Тимано-Печоры от уже созданных транспортных коммуникаций, сложные природно-климатические условия, неразвитость хозяйственной инфраструктуры и дороговизна проекта. Поэтому выбран морской способ транспортировки нефти.

Капитальные затраты 667 млн $ срок окупаемости 12 лет

 

Скачать: neftyanka.rar

Категория: Дипломные работы

А также:
Уважаемый посетитель, Вы зашли на сайт как незарегистрированный пользователь.
Мы рекомендуем Вам зарегистрироваться либо войти на сайт под своим именем.
 

Привет студент

Copyright © 2012-2023 PRIVETSTUDENT.COM
Образовательный сайт
Правообладателям
Наверх