Морські́ трубопро́води (рос. морские трубопроводы; англ. off-shore pipelines, marine pipelines, subsea pipelines, нім. Offshore-Rohrleitungen f pl) — трубопроводи, які прокладаються в морських акваторіях; служать для транспортування нафти, нафтопродуктів, природних і штучних газів (в тому числі скраплених), води тощо. Морські трубопроводи розміщують під дном (заглиблені трубопроводи), на дні (незаглиблені) і біля дна (занурені).
Конструктивно морські трубопроводи виготовляються
однотрубними (товщина стінки понад 7 мм),
двотрубними «труба в трубі» або
багатотрубними та захищаються антикорозійною ізоляцією з полімерних і бітумних матеріалів посиленого типу.
Трубопровідний транспорт призначений для транспортування нафти й газу і, в окремих випадках, сипких вантажів (вугілля, вапняку, руди). Цей вид транспорту виник порівняно нещодавно і стрімко розвивається. Зараз у світі нараховується більш 13 млн км трубопроводів і щороку ця кількість зростає. Найбільш потужний розвиток трубопровідний транспорт одержав у нафто- й газодобувних країнах і країнах-споживачах нафти, нафтопродуктів та газу. Найбільші трубопроводи знаходяться у США, Канаді, Росії. Найбільші нафтопродуктопроводи: Гьюстон – Нью-Йорк (2,5 тис. км), Бьюмонд – Ліндон (штат Нью-Джерсі; 2,5 тис. км), Мексиканська затока – Чикаго (2,1 тис. км), Трансаляскінський трубопровід (2,3 тис. км) та ін. Найбільші нафтопроводи у Канаді: Редуотер – Порт-Кредит (4,8 тис. км) та Едмонтон – Монреаль (3,2 тис. км). У Західній Європі напрямок нафтопроводів – від портів до великих промислових центрів: Гавр – Париж, Кадіс – Сарагоса, Марсель – Кельн, Трієст – Інґольштадт, Генуя – Мюнхен, Вільгельмсгафен – Кельн, Роттердам – Везель та ін. У країнах Близького Сходу та Північної Африки напрямок нафтопроводів – від родовищ до портових міст. На Сході прокладені нафтопроводи до берегів Середземного моря та Перської затоки: Трансаравійський Абкайк (Саудівська Аравія) – Сайда (Ліван), Киркук (Ірак) –Тріполі (Ліван), Киркук – Баніяс (Сирія) та ін. У Північній Африці нафтопроводи прокладені від родовищ у Сахарі до портів Беджайя (Алжир) та Сехира (Туніс). Газопроводи експлуатуються переважно в країнах Європи та Північної Америки. Більше половини газопроводів світу зосереджено у США. Проблема енергетичної безпеки України на даний час надзвичайно загострилась в умовах росту цін на нафту і газ, тому питання енергозабезпечення та енергозбереження є для економіки найбільш актуальними.
Україна має такі запаси корисних копалин, які могли б її зробити не тільки незалежною державою, але й одним з найбільших експортерів газу і нафти в країнах Європи.
Видобуток нафти і природного газу в світовій економіці вже давно перемістився на морський шельф. В Україні 2 шельфових зони - Чорного і Азовського морів. За оцінками спеціалістів, потенційні вуглеводні запаси Чорного та Азовського морів - 1,5 млрд. тонн або 1,5 трлн. м3. У газовому еквіваленті це 30% усіх запасів України. З цих ресурсів видобуто менше 4%, в той час як на материковій частині - 67% .
Країна 20 років тому забезпечувала себе власними ресурсами і видобувала більше 60 млрд. м3 природного газу. Проте з того часу не вкладалися кошти ні в розвідку, ні в залучення новітніх технологій, а питання шельфу залишилося практично невивченим.
У межах суходолу зосереджено 6264,8, а на акваторіях Чорного і Азовського морів – 2378,9 млн. т умовного палива (дані на 2000р.). Причорноморсько-Кримська нафтогазоносна провінція охоплює Причорноморську западину з Кримським півостровом, акваторію Чорного і Азовського морів. Тут розвідано понад 60 родовищ нафти і газу. Промислові газові, газоконденсатні та нафтові поклади розташовані в палеогенових і нижньокрейдових гірських породах на глибині 100-4500 м. У підводних надрах Чорного моря родовища газу є на глибині 300-750 м. В межах північно-західного шельфу Чорного моря відкрито 8 газових і газоконденсатних родовищ: Голіцинське, Південно-Голіцинське, Штормове, Архангельське, Шмідта, Кримське, Одеське, Безіменне. Переважна більшість вуглеводневих родовищ пов’язана з зонами глибинних розломів.
Якщо найближчим часом будуть підтверджені запаси вуглеводнів на прикерченскому шельфі Чорного моря, які імовірно можуть скласти в газовому еквіваленті 280 млрд. м3, то нафтогазовидобуток однозначно переміститься в море.
Запланована розробка і освоєння Одеського родовища газу на шельфі в північно-західній частині Чорного моря. Роботи вестимуть спільно ДП "Укргазвидобуток" і ДАТ "Чорноморнафтогаз". Вартість
робіт щодо облаштування родовища на шельфі складе в середньому 30-40 мільйонів гривень, час їх проведення до початку видобутку - 1,5-2 роки. Промислові запаси Одеського родовища оцінюються в 17-18 млрд. м3 газу [2].
"Чорноморнафтогаз" - єдине підприємство в країні, яке веде роботи на морських шельфах. Компанія володіє єдиним виробничо-господарським комплексом, самостійно здійснює пошуково-розвідувальне буріння в межах Чорного і Азовського морів, будівництво морських стаціонарних платформ, підводних трубопроводів, облаштування та розробку родовищ нафти і газу, транспортування продукції споживачам, а також підземне зберігання газу.
ДАТ "Чорноморнафтогаз" експлуатує в Криму більше 1100 км магістральних газопроводів, 43 газорозподільних станції, 10 морських стаціонарних платформ, 8 родовищ: 5 на морському шельфі Чорного і Азовського морів (Голіцинське, Штормове, Архангельське на Чорному морі і Стрілецьке та Східно-Казантипське на Азовському) і 3 на суходолі (Джанкойське, Семенівське (поблизу с.м.т. Щолкіно) - нафтові, Задорненське - газове). "Чорноморнафтогаз" входить до складу Національної акціонерної компанії "Нафтогаз України.
З 1999 року експлуатується Східно-Казантипське родовище природного газу на шельфі Азовського моря. Це родовище з промисловими запасами в 4,1 млрд. м3, тут побудовані морська стаціонарна платформа, морський і сухопутний газопровід, установка комплексної підготовки газу. Загальна вартість робіт з освоєння родовища перевищує 130 млн. грн.
Враховуючи складність проекту, ДАО "Чорноморнафтогаз" запросило до робіт щодо облаштування родовищ американські компанії Baker Hughes Inc. і FMC Technologies. Сервісні компанії займуться постачанням устаткування, підготовкою проекту освоєння родовищ, і виступлять суперінтендантами проекту. Введення в експлуатацію Північно-Булганакського і Північно-Керченського газових родовищ разом з інтенсифікацією видобутку палива на діючому Східно-Казантипському родовищі, дозволить збільшити видобуток природного газу до 650 млн. м3 на рік.
Є сприятливі геологічні передумови для відкриття крупних нафтових родовищ в районі о. Зміїний і в прикерченській зоні шельфу Чорного моря. Розробка таких родовищ може вдало поєднатися з використанням Одеського нафтотерміналу і нафтопроводу Одесса-Броди.
На структурі Субботіна в Чорному морі (прикерченська ділянка шельфу) газ знайдено на глибині 4500 метрів. В найближчий час буде проводитися сейсморозвідка родовища. Структура Субботіна на Керченсько-Таманському шельфі за прогнозними запасами містить 24 млрд. м3 природного газу. Заплановані пошукові роботи на цій території по трьох перспективних структурах - Абіха, Глибока й Південно-Керченська.
Держбюджетом 2006 року передбачено виділити "Чорноморнафтогазу" 150 мільйонів гривень на геологорозвідувальні роботи на шельфі Чорного та Азовського морів. Компанія планує направити ці кошти для розвідувального буріння на двох площах в Чорному морі (Західно-Голіцинському та Абіха), і двох площах в Азовському (Міотична і Західно-Булганакська). Також планується провести сейсморозвідувальні роботи в Північно-західній частині Чорного моря і Південій частини Азовського, науково-дослідні і тематичні роботи з метою визначення перспектив на найближчі роки [10].Запропоновані ДАТ "Чорноморнафтогаз" інвестиційні проекти мають економічну доцільність. Так, за підрахунками фахівців компанії, собівартість природного газу не перевищить 5 доларів за 1 тис. м3 при рівні щорічного видобутку до 5 млрд. м3 з кожного освоєного родовища.
Прогнозований термін повернення інвестицій, при тривалості проектів до 30 років, складе від чотирьох до п'яти років. При цьому вартість облаштування залежатиме від складності проекту, зокрема, необхідності будівництва плаваючих платформ з розміщенням видобувного устаткування на дні морів при глибині 600 метрів і більше, і варіюється від 40 до 200 мільйонів доларів.
Участь іноземних компаній у розвідці та видобутку. ДАТ "Чорноморнафтогаз" і австрійський концерн "OMV" exploration and production Gmbh ведуть переговори з німецькою компанією "RVI" про участь в сумісній розробці родовищ на шельфі Чорного моря. Вони підписали протокол про наміри, згідно якому кримська сторона поділиться з партнером накопиченою інформацією про прогнозовані запаси вуглеводнів на Одеському родовищі газу, а також на інших територіях українського сектора Чорного моря. Вибрана для спільної роботи ділянка - Скіфська площа, яка розміщена в північно-західній частині шельфу Чорного моря при глибині моря 100 - 200 м. Незважаючи на те, що площу повністю не досліджено, на думку фахівців, там можуть міститися значні поклади нафти і газу. Спільна робота австрійської і українських нафтогазовидобувних компаній дозволить Україні швидше інтегруватися в європейське співтовариство на умовах рівноправного партнерства і стане черговим кроком до підвищення енергетичної незалежності.
На сьогодні OMV є найбільшою нафтогазовою компанією в Центральній Європі. Компанія проводить розвідку і видобуток вуглеводнів у 18 країнах світу: в районі Дунаю, Адріатики, Північної Африки, Північного моря, Середнього Сходу, Австралії, Нової Зеландії. Після придбання компанією 51% акцій найбільшої румунської нафтової компанії Петром S. A. обсяг видобутку OMV становить приблизно 345 тисяч баррелів на добу (станом на грудень 2004 року).
У сфері газового бізнесу OMV має сховища і газопровідну систему довжиною 2000 км, якою природний газ транспортують до Німеччини та Італії. OMV має хімічні й нафтохімічні заводи, 35% акцій компанії Бореаліс A/S - одного з провідних виробників поліолефіну в світі.
В акваторії Чорного моря сейсморозвідка виявила 109 структур. В першу чергу привертає увагу 31 структура, запаси кожною з яких можуть складати більше 20 млрд. м3 природного газу. Так, прогнозні ресурси структури Палласа, розташованої на Керченсько-Таманському шельфі, оцінюються в 162 млн. тонн умовного палива.
Три російські нафтогазовидобувні компанії виявили зацікавленість в розробці прикерченского глибоководного шельфу Чорного моря спільно з ДАТ "Чорноморнафтогаз". Близько 6 років тому українська сторона передала в "Газпром" на експертизу пакет пропозицій щодо створення спільного підприємства для розробки шельфу, але російська сторона досі не виявила явного зацікавлення в участі.
Технологію освоєння нафтогазових покладів на великих глибинах без будівництва морських стаціонарних платформ широко використовують провідні нафтогазовидобувні компанії світу. Україна домовилася з представниками американської фірми Hunt Oil про співпрацю щодо розробки нафти на шельфі Чорного моря. Йдеться про сейсморозвідку на глибоководній частині Чорного моря і геолого-розвідувальні роботи. Перший конкретний результат був у 2007 році.
При видобуванні, збереженні і транспортуванні вуглеводневої сировини необхідне проведення всього комплексу заходів для попередження розливів нафтопродуктів, непередбачених викидів та інших аварійних ситуацій.
З усього комплексу багатогранних робіт, які проводяться на морському шельфі з метою видобутку вуглеводневої сировини, найбільш небезпечним і важкокерованим в екологічному відношенні є розвідувально-пошукове буріння і транспортування нафти і нафтопродуктів підводними трубопроводами. Аварії та аварійні ситуації на трубопроводах викликані тим, що в процесі експлуатації стан труб та обладнання на трубопроводах з плином часу погіршується. На них діють корозія, ерозійний знос, в стінках труб під впливом змінних напружень утворюються втомні тріщини. Аварії трубопроводів і обладнання є результатом не тільки фізичного зносу труб, але і недостатнього застосування ефективних засобів неруйнівного контролю. За офіційними даними Міністерства транспорту США число аварій на трубопроводах США за останні роки збільшилось на 24%, а їх довжина виросла тільки на 5%. Число аварій прогресує в зв'язку зі старінням трубопроводів.
Аварії і зупинки морських трубопроводів призводять не тільки до втрати газу, нафти і нафтопродуктів, але і потребують затрат на ремонтно-відновлювальні роботи. Збільшення діаметрів трубопроводів і продовження трас приводять до збільшення часу на ліквідацію аварії. Руйнування нафтопроводів і газопроводів часто супроводжуються пожежами і вибухами, забрудненням водойм, грунту і повітряного басейну, що згубно впливає на флору і фауну. Все це говорить про велику актуальність проблеми підвищення якості і надійності магістральних трубопроводів.
аналіз умов роботи підводних нафтопроводів з позицій забезпечення їх надійності і довговічності. Показано, що збільшення видобутку і транспортування нафти і газу на шельфах Чорного і Азовського морів потребує збільшення вимог до запобігання виливу нафтопродуктів в морське середовище. Аварії і зупинки морських трубопроводів призводять не тільки до втрати газу і нафтопродуктів, забруднення навколишнього середовища, але й потребують затрат на ремонтно-відновлювані роботи. Систематизації даних по аваріях в публікаціях немає, тому неможливо об'єктивно оцінити надійність роботи трубопроводів різних країн з найбільш розвинутим трубопровідним транспортом. Статистичні матеріали по аваріях трубопроводів мають дуже умовну розбивку по принципах їх виникнення. По аваріях на трубопроводах, які відпрацювали 20-30 років, вказують “будівельні причини”.
Звичайно, для напрацювання дійових мір по забезпеченню надійності необхідна класифікація відмов по їх фізичній природі, але такої статистики немає. За даними Американського управління по безпеці на трубопроводах до 30% аварій відбувається з причини механічних руйнувань.
Істотний внесок у розробку методів проектування і розрахунку трубопроводів, дослідження надійності і її підвищення вклали відомі вчені Б.Є.Патон, А.Я.Недосєка, Є.Л. Аксельрад, А.С. Аістов, Г.В. Грудницький, Є.М. Гутман, К.А. Забєла, Р.С. Зайнуллін, О.М. Іванцов, С.І. Левін, П.Л. Терещенко, О.Б. Шадрін, Є.М. Ясін та інші.
В більшості досліджень основна увага направлена на вивчення напруженого стану трубопроводу, викликаного дією зовнішнього або внутрішнього тиску, деформаціями грунту. Це пояснюється тим, що дослідження виконувались для наземних або підземних трубопроводів. Робіт по дослідженню підводних морських трубопроводів мало.
Підводні трубопроводи піддаються дії морських течій і хвиль у будівельний період і в період експлуатації на ділянках, де вони прокладені на дні моря без заглиблення в грунт, при оголенні ділянки внаслідок промивання грунту і т.і. В роботі проведено аналіз дії морських хвиль на підводний трубопровід. На основі теорії хвиль Ері і Стокса показано, що коливання морської поверхні передаються на глибину до 30м і спричиняють коливання ділянок трубопроводу. Таким чином, підводні трубопроводи необхідно розраховувати не тільки на максимальні навантаження, але також на змінні навантаження, так як вони стають визначальними при тривалій експлуатації. Змінні навантаження викликають в матеріалі трубопроводу змінні напруження і, як наслідок, має місце небезпека втомного руйнування. Для запобігання цьому явищу розглядається можливість використання давачів (індикаторів) втомних пошкоджень.
Методика оцінки довговічності підводних трубопроводів.
Отримання параметрів рівнянь втоми натурних об'єктів, особливо з розмірами поперечних січень біля 300-500 мм, є дуже складним і дорогим. Тому значна кількість досліджень направлена на оцінку параметрів кривих втоми натурних об'єктів за результатами випробовувань зразків або моделей. Проаналізувавши результати досліджень Серенсена С.В., Когаєва В.П., Олійника М.В., Морозова Б.О., Почтєнного Є.К., Парфенович К.І. та інших для оцінки параметрів втоми підводних трубопроводів використані моделі–“вирізки” в зоні зварного шва. Для цього із зварених в промислових
умовах двох кілець з труби підводного трубопроводу вирізали полоси шириною 75 мм, з якої на фрезерному верстаті формували робочу частину зразка моделі-“вирізки”.
Експериментальні дослідження моделей зварних з'єднань підводних трубопроводів на опір втомі проводились на універсальній втомній машині УП-100.
По результатах випробовувань отримані значення параметрів кривих втоми. Оскільки ці характеристики опору втомі отримані при симетричному циклі навантаження, то їх було перераховано для віднульового циклу. Це дало можливість провести порівняння з довговічністю натурних труб, які були випробувані при повторному навантаженні внутрішнім тиском А.С.Аістовим.
Довговічність натурних труб, яка отримана експериментально і розрахункова за результами випробовування моделей-“вирізок” з врахуванням існуючого розсіювання довговічності досить близькі. Таким чином, можна зробити висновок про можливість використання запропонованого методу оцінки довговічності трубопроводів за результатами випробовування їх моделей –“вирізок”.
методи забезпечення надійності транспортування нафтопродуктів підводними трубопроводами.
Забезпечення безпеки трубопроводів.
Метою забезпечення техногенної безпеки акваторій Чорного і Азовського морів при транспортуванні нафти запропонований підводний трубопровід. Він призначений для перекачування нафти від стаціонарної морської платформи в ємності берегового терміналу. Основною перевагою запропонованого трубопроводу є попередження розливів нафти у водне середовище при його пошкодженні або розриві. При пошкодженні підводного трубопроводу і зменшенні в результаті цього тиску перекачування спрацьовує система автоматичного керування, за командою якої зупиняються насоси, відкриваються засувки до сифонних ємностей і нафта, яка знаходиться в трубопроводі, під тиском зовнішнього середовища перетікає в ці ємності.
З метою забезпечення техногенної безпеки акваторій чорного і азовського морів при транспортуванні нафти запропонований підводний трубопровід. Він призначений для перекачування нафти від стаціонарної морської платформи в ємності берегового терміналу. Основною перевагою запропонованого трубопроводу є попередження розливів нафти у водне середовище при його пошкодженні або розриві. При пошкодженні підводного трубопроводу і зменшенні в результаті цього тиску перекачування спрацьовує система автоматичного керування, за командою якої зупиняються насоси, відкриваються засувки до сифонних ємностей і нафта, яка знаходиться в трубопроводі, під тиском зовнішнього середовища перетікає в ці ємності. Методи дослідження. Теоретичні дослідження проводили на основі сучасних методів механіки руйнування, механіки корозійного руйнування, корозійної електрохімії напружено-деформованого металу.