Сводные данные об основных системах беспричального налива (СБН)

МОРСКИЕ НАЛИВНЫЕ УСТРОЙСТВА

Незамерзающие акватории

В целом ряде случаев (большие расстояния, маргинальные месторождения, большие глубины, сложный рельеф дна, наличие сейсмических зон и т. д.) транспортирование углеводородов танкерным флотом обходится значительно дешевле трубопроводного транспорта, особенно при использовании супертанкеров с водоизмещением свыше 500 тысяч тонн.

Наливные устройства причального типа (нефтепричалы). Нефтепричалы выполняются в виде узких пирсов, расположенных параллельно берегу, под углом или перпендикулярно к нему.

Пирсы бывают односторонние и двухсторонние.

Пирсы состоят из:

технологических площадок;

швартовых палов;

отбойных палов;

разворотных палов;

эстакад;

трубопроводов.

Технологические площадки. На технологической площадке располагаются все шланговые устройства для заполнения (опорожнения) танкера. Площадка имеет небольшие размеры, и на неё передаются только незначительные вертикальные нагрузки, вызванные весом наливного оборудования. Горизонтальные нагрузки от танкеров на технологическую площадку не передаются. Верхний передний край технологической площадки выходит за линию отбойных палов и нависает над палубой танкера. Иногда на технологической площадке располагают вспомогательные швартовые тумбы, рассчитанные на небольшие усилия при закреплении швартовых, устраняющих продольные подвижки танкеров.

Швартовые палы – это устройства, на которых устанавливаются швартовые тумбы (кнехты) или любые другие устройства для закрепления носовых, кормовых и прижимных швартовов. Швартовые палы воспринимают основную горизонтальную нагрузку, отжимающую танкер от причала. Борт танкера швартовых палов не касается.

Отбойные палы – это устройства, наиболее выдающиеся в акваторию (не считая нависающей части технологической площадки), к которым и прижимается борт танкера. Отбойные палы воспринимают основную горизонтальную нагрузку, прижимающую танкер к причалу.

Разворотные палы – это устройства, устанавливаемые у головы пирса, пользуясь которым судно разворачивается у причала.

Эстакады (соединительные мостики) – это устройства, объединяющие вышеназванные элементы в единый технологический комплекс и связывающие его с берегом. По эстакадам прокладываются трубопроводы, дороги и подъездные пути. Эстакада, ведущая к берегу, иногда переходит в дамбу.

Наиболее распространенной конструкцией нефтепричалов в настоящее время являются пирсы на свайных основаниях.

При массивных конструкциях технологических площадок отбойные палы обычно не делаются, а сами площадки снабжаются отбойными приспособлениями.

Причалы для обслуживания крупнотоннажных танкеров сейчас сравнительно редко проектируют в виде набережных. Однако:

многие традиционные порты не в состоянии принимать корабли с такой большой осадкой;

многие традиционные фарватеры также не в состоянии пропустить суда с такой большой осадкой;

во многих странах есть законодательные ограничения по водоизмещению танкеров, разрешенных к швартовке, вызванные наличием близко расположенных крупных городов;

продолжительное время налива в условиях постоянно и повсеместно меняющейся погоды (особенно в северных условиях) создаёт массу дополнительных проблем;

строительство же искусственных глубоководных гаваней со всей их инфраструктурой чрезвычайно дорого.

- Наливные устройства беспричального типа. В результате появились наливные устройства в открытом море беспричального типа для самых разнообразных погодных условий и глубин моря.

Если нефть не отвечает требованиям нормативных документов, её доставляют на береговые терминалы для дальнейшей подготовки сравнительно небольшими, так называемыми челночными, танкерами. Челночный танкерный флот также используется при доставке полностью подготовленной нефти потребителям на небольшие расстояния. Супертанкеры в основном используются при транспортировке полностью подготовленной нефти на большие расстояния.

Всё многообразие беспричальных наливных устройств сведено в табл. 9.1.

Наибольшее распространение (более 300 устройств) получили точечные причалы одноякорного типа со стояком или многоякорного на растяжках, причём последние преобладают. Их основа – буй с диаметром до 17 м, который фиксируется 4, 6 или 8 цепями, закрепленными на сваях или анкерах (якорях). Сверху буя находится поворотная (360^о) платформа. На платформе находятся швартовые крепления, сигнальные огни, грузоподъёмное оборудование и, главное, вертлюг для связи платформы с буем.

Подводный трубопровод соединён с буем несколькими гибкими шлангами, снабженными у дна поплавками для придания шлангам нужного изгиба. В настоящее время шланги заменяют на гибкий трубопровод из секций, соединенных карданными узлами. Жидкость перекачивается на танкер по нескольким плавучим шлангам.

В системе со стояком плавучий буй фиксируется якорной цепью к жесткому стальному стояку, закреплённому в основании на дне. Жидкость из подводного трубопровода по гибким шлангам, закрепленным на стояке, а затем через вертлюг по плавающим шлангам подаётся на танкер.

Чтобы сократить время наполнения танкера, нефть надо предварительно накопить в хранилище. Разместить на платформе такое хранилище невозможно. Поэтому чаще всего в качестве хранилища используют переоборудованный танкер, расположенный примерно в 100 м от платформы.

Выносной точечный причал с анкерным креплением CALM. Это самый малый по размеру и самый простой по устройству выносной точечный причал. Он представляет собой круглый плавучий буй, который удерживается на точке 4-8 тяжелыми якорными цепями. На нём имеется свободно вращающийся круг, к которому и швартуются танкера одним синтетическим канатом, прикрепленным к кругу и свободно плавающим в море (конец надо вылавливать).

Подача нефти осуществляется через свободно плавающие в море шланги, прикрепленные к кругу (шланги надо вылавливать). Нефтепровод проложен по дну и соединён с буем гибким шлангом через поворотный шарнир.

Буй применим на глубинах от 30 до 200 м. При меньших глубинах нагрузки от волн начинают превышать допустимые пределы. При больших глубинах вес цепей становится таким, что требуется увеличивать размеры буя, не говоря уже о стремительно возрастающих трудностях для водолазов. Срок службы буя – до 20 лет, швартова и шлангов – до 10 лет. Буй достаточно сложно обслуживать, т. к. вертолётной площадки на нём нет, а катер может подойти, если только высота волн не превышает 2,5 м. Буй не предназначен для постоянной швартовки, при плохой погоде танкер отходит и выжидает.

Таблица 9.1

Замерзающие акватории

В этом случае идеален подводный трубопроводный транспорт, но при российских расстояниях и климате потребуется столько промежуточных насосных станций, также расположенных в замерзающих акваториях, что экономический проигрыш данного варианта по сравнению с танкерами ледового класса становится очевидным.

Второй подход базируется на выносе точки налива за максимальную линию льдов (Каспий, «Лукойл»), но это удаётся далеко не всегда из-за тех же значительных расстояний.

Третий подход базируется на периодической работе наливного устройства. Пример – Пильтун-Астохское месторождение в Охотском море. Добыча ведется с ледостойкой платформы «Моликпак» только летом. Платформа соединена с танкером хранилищем. Зимой танкер уходит в порт, систему налива затапливают.

Четвёртый подход основан на использовании двух отдельных ледостойких устройств – платформы и системы налива. На месторождении Приразломном добыча ведётся с ледостойкой платформы с хранилищем, рассчитанным на 90 тыс. т нефти. С платформы нефть подаётся по подводному трубопроводу на отдельно сооруженный ледостойкий монопод с основанием на дне диаметром 40 м. Монопод снабжен выносной стрелой, с которой и будет подаваться нефть на танкер, швартующийся к моноподу. Монопод защищен от повреждений при швартовке верхними и нижними защитными кольцами. Монопод непрерывно обслуживается ледоколом.

Пятый подход предложен РФ для мелководных акваторий с глубинами до 25 м. В доке сооружается П-образный загрузочный пункт, обладающий плавучестью. После доставки на место он затапливается. Нефть накапливается в секциях. Над ним сооружается башня, возвышающаяся над уровнем моря. Башня снабжена стрелой для налива танкеров. Загрузочный пункт снабжен гидравлическим шлюзом. В него входит ледостойкий танкер, и шлюз закрывают. Вода внутри не замерзает благодаря электроподогреву.

Шестой подход предложен фирмой «Хайтек Марин» (Норвегия) для месторождений Печорского моря, расположенных вблизи поселка Варандей. Он основан на сооружении подводного основания «PLEM», поворотного швартового устройства с подачей нефти и всплывающих буйков для подачи наливных шлангов. Устройство непрерывно обслуживается лекдоколом.

Седьмой подход разработан ГИПРОСПЕЦГАЗОМ с привлечением ЦНИИ им. Крылова. Он основан на создании арктического терминала, представляющего собой мощное основание на дне с массой 400 т; над морем – вертлюг с устройством налива.

В ближайшем будущем, по-видимому, будет распространен налив ледостойких танкеров не через верх, а через днище через специальную шахту.

БЕРЕГОВЫЕ ТЕРМИНАЛЫ

Береговые терминалы – это по сути НСП (нефтесборные пункты), т. е. комплексы со следующими функциями:

приём продукции;

подготовка продукции до требований нормативных документов;

хранение продукции;

перекачка продукции в магистральные системы.

Инфраструктура береговых терминалов существенно отличается от сухопутных НСП, т. к. они, как правило, расположены в необжитых районах, а значит, должны иметь дополнительные весьма специфические составляющие:

строительно-монтажные площадки по сборке укрупнённых узлов для платформ и даже модулей с соответствующими причалами;

мощные электростанции (как правило, на газе стабилизации);

транспорт, жилые помещения, дороги;

устройства для очистки подводных труб;

вертолётные площадки, склады и т. д.

Таким образом, правильнее сказать, что береговые терминалы – это суперпроизводственный комплекс.

В табл. 10.1 приведены основные сведения о наиболее крупных береговых терминалах.

Сточная вода с береговых терминалов либо закачивается в поглощающие скважины на их территории, либо откачивается по подводным трубопроводам на платформы и используется для целей ППД, либо сбрасывается в море (остаточное содержание нефти – не выше 29 мг/л). Напомним, сброс сточной воды в море в РФ запрещен.

Таблица 10.1

Проанализируем таблицу.

Море Лаптевых. Порт «Тикси» (точка 1 на рис. 10.1) уже не отправляет нефть на экспорт по Северному морскому пути, хотя с 2000 по 2002 гг. именно отсюда нефть с Талаканского месторождения, расположенного на суше, направлялась в Роттердам танкерами дедвейтом в 20 тыс. т (сначала нефть перекачивалась по временному трубопроводу до терминала «Витим» на берегу р. Лена, затем оттуда речными танкерами дедвейтом 2тыс т в Тикси).

В настоящее время месторождение переориентировано на трубопровод Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО) для масштабных поставок в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР).

Карское море. Ещё совсем недавно «Роснефть» планировала к 2008 г. построить нефтепровод мощностью 30 млн т в год от группы Ванкорских месторождений в Западной Сибири до Дудинки (точка 2 на рис. 10.1) и «Диксона» (точка 3 на рис. 10.1) с одновременным строительством берегового терминала (БТ) в Диксоне, тем более что Дудинка в последние годы уже поставляла на экспорт танкерами 20-40 тыс т нефти. Но в 2006 г. было принято решение соорудить нефтепровод в южном направлении от Ванкора до Пур-Пе, откуда сырье будет сдаваться в систему «Транснефть».

Обская губа. С 1999 г. компания «РИТЭК» перегружает нефть, добываемую на западносибирских месторождениях, на экспорт в Обской губе (точка 4 на рис. 10.1). Ранее сырьё доставлялось по местным трубопроводам на терминалы на реке Обь, оттуда речными танкерами с дедвейтом 2 тыс т перевозилось в Обскую губу, где переваливалось на рейде на танкеры с дедвейтом 20 тыс т, которые, в свою очередь, транспортировали его на танкер-накопитель «Белокаменка» в Кольском заливе. Но в 2006 г. компания оптимизировала транспортную схему и начала перевалку через 40 тыс. т в танкер-накопитель «Североморск» в Обской губе, благодаря чему удалось отправить на экспорт 460 тыс т нефти.

В будущем компания планирует построить нефтепровод и терминал в Обской губе мощностью 3 млн т в год.

Печорское море

1. Ещё в 2000 г. Мурманское морское пароходство и «ЛУКОЙЛ» ввели в эксплуатацию нефтеналивной терминал «Варандей» (точка 5 на рис. 10.1). Это один из самых перспективных проектов. Сырьё с с.-в. месторождений Ненецкого АО доставляется по трубопроводам на нефтехранилище терминала «Варандей», затем по подводному трубопроводу длиной 5 км – в подводные сооружения и лишь затем в танкеры ледового класса дедвейтом 20 тыс. т, доставляющие нефть на танкер-накопитель. Именно так «ЛУКОЙЛ» в 2006 г. отправил на экспорт 500 тыс. т нефти. В 2005 г. «ЛУКОЙЛ» начал строительство нового нефтеперегрузочного комплекса «Варандей - 2» мощностью 12 млн т нефти в год.

Этот БТ будет поставлять на экспорт сырьё, добываемое российской компанией «ConocoPhillips» в рамках совместного проекта «Северные территории». Проект предусматривает сооружение 20 км подводного трубопровода (2 нитки) к стационарному морскому ледостойкому отгрузочному причалу (СМЛОП). Он будет обеспечивать круглогодичную перевалку в танкеры дедвейтом до 70 тыс. т, которые будут доставлять нефть на терминал в Баренцевом море для загрузки в линейные танкеры дедвейтом до 180 тыс. т. В будущем мощность терминала «Варандей-2» может быть увеличена до 25 млн т в год.

Всё строительство ведёт «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть», а челночный транспорт будет осуществлять «Совкомфлот».

2. В 2008 г. начнется промышленная добыча нефти на месторождении Приразломное (лицензия с 2002 г. принадлежит «Севморнефтегазу» – 100% дочернему предприятию «Газпром» (точка 6 на рис. 10.1).В 2007 г. платформа «Приразломная», изготовленная на «Севмашпредприятии» в Северодвинске, установлена на месторождении).

Сырьё прямо с платформы «Приразломная» будет круглогодично отгружаться в челночные танкеры ледового класса дедвейтом до 70 тыс. т, которые будут доставлять его на терминал в Баренцевом море для последующей перегрузки в линейные танкеры на экспорт. Челночный транспорт будет осуществлять «Совкомфлот» при поддержке «Газфлот».

3. Ещё в 1987 г. с БТ «Колгуев» (месторождение Песчаноозерское – первое введенное в промышленную эксплуатацию в Ненецком АО) была отправлена первая партия нефти (точка 7 на рис. 10.1). В настоящее время здесь добывается до 100 тыс. т нефти в год. Практически вся она отгружается в летнюю навигацию с резервуарного парка на о. Колгуев через дюкер в танкеры дедвейтом до 20 тыс. т и направляется сразу на экспорт.

Перспективы развития БТ «Колгуев» ограничены объёмами добычи.

4. «Транснефть» намерена построить трубопровод Харьяга – Индига (Северный трубопровод), но сроки строительства ещё не определены (точка 8 на рис. 10.1).

Белое море

1. Терминал «Талаги» (точка 9 на рис. 10.1), расположенный возле Архангельска на берегу р. Северная Двина, используется с 2002 г. компанией «Роснефть-Архангельскнефтепродукт» для отгрузки экспортного сырья, добываемого в Тимано-Печорской провинции дочерним предприятием «Роснефти» «Северная нефть». Оно поступает по магистральному трубопроводу Уса – Ухта – Ярославль на нефтеперекачивающую станцию Приводино на юге Архангельской области. Здесь сырьё переваливается в железнодорожные цистерны и доставляется на нефтехранилище в Талаги, где и загружается в танкеры дедвейтом 20 тыс т, транспортирующие его на танкер-накопитель «Белокаменка» в Кольском заливе.

Перевозка челночными танкерами осуществляется предприятием «Роснефтефлот» – дочерним предприятием «Роснефти». В 2005 г. компания «Роснефть-Архангельскнефтепродукт» отгрузила через БТ «Талаги» 4,2 млн т нефти и нефтепродуктов; в 2006 г. – 3,1 млн т. В январе 2007 г. «Роснефть» и «Совкомфлот» подписали соглашение об образовании на базе «Роснефтефлота» совместной компании по обслуживанию морских проектов.

В 2006 г. компания «Роснефть-Архангельскнефтепродукт» приступила к реконструкции терминала «Талаги», которая завершилась в 2007 г. В результате мощность терминала была увеличена до 6 млн т в год, включая 4,5 млн т сырой нефти. В дальнейшем планируется поэтапно увеличить пропускную способность до
10 млн т в год.

2. В 2006 г. компания «Роснефть» завершила строительство терминала «Приводино» (на рис. 10.1 не показано) мощностью 4,5 млн т в год, призванного служить промежуточным звеном транспортной схемы.

3. В 2003 г. компании «Татнефть» и «АРМ-нефтесервис» заявили о намерениях соорудить терминал в Северодвинске (точка 10 на рис. 10.1) мощностью до 5 млн т в год для перегрузки нефти, доставляемой по железной дороге. Полагалось, что нефть будет накапливаться в береговом резервуарном парке в районе Онеги. Затем по 30 км подводному трубопроводу она будет транспортироваться на танкер-накопитель в Онежской губе и далее отгружаться в линейные танкеры на экспорт.

Но в 2004 г. «АРМ-нефтесервис», а в 2005 г. и «Татнефть» отказались от своих планов. Позднее «АРМ-нефтесервис» обсуждала новый проект возведения терминала в Онежской губе Белого моря, а «Татнефть» начала строить свой собственный терминал в Калининградской области.

4. В 2003 г. ОАО «Волготанкер» осуществляло перевалку мазута в Онежской губе Белого моря (точка 11 на рис. 10.1). Речные танкеры типа «нефтерудовоз» доставляли его через Беломоро-Балтийский канал в Онежский залив, где и перегружали на танкеры Латвийского морского пароходства дедвейтом 28 тыс. т, перевозившие его непосредственно в Роттердам. В 2003 г. таким образом было экспортировано 320 тыс. т мазута и сырой нефти. Но данные операции были прекращены вследствие аварийного разлива мазута, произошедшего в сентябре 2003 г.

5. «Витино» (точка 12 на рис. 10.1) – первый частный морской порт в новой России. Отгрузка сырья на экспорт началась ещё в 1995 г. Нефть и нефтепродукты доставляются на «Беломорскую нефтебазу» по железной дороге и переваливаются в «Витино» в танкеры дедвейтом до 80 тыс. т, которые транспортируют их на экспорт либо напрямую, либо с перегрузкой в Баренцевом море.
В 2003 г. терминал «Витино» отгрузил на экспорт 5,7 млн т нефти, в 2004 г. – 3,7 млн т (транспортные потоки были переориентированы на Мурманск), в 2005 г. – 1,6 млн т (включая 800 тыс. т газового конденсата), в 2006 г. – 3,7 млн т.

В 2004 г. на терминале была начата масштабная реконструкция, и к 2005 г. пропускная способность терминала была доведена до
11 млн т в год. Одновременно компания «НОВАТЭК» совместно с «Беломорской нефтебазой» нарастила мощности по перевалке газового конденсата.

6. В 2005 г. компания «Рос-ойл» – дочернее предприятие ЗАО «ОБЛ нефтепродукт» – начала строительство терминала «Бакланка» в Вологодской области. Нефть, поступающая по трубопроводу Ухта – Ярославль, будет перегружаться в железнодорожные цистерны и отправляться в «Витино». Данный терминал мощностью 3,8 млн т в год в конце 2007 г. сдан в эксплуатацию.

Норвежское море.

1. В 2002 г в территориальных водах Норвегии была произведена первая перевалка российской нефти в районе «Киркенеса». Три танкера ОАО «ЛУКОЙЛ-Арктик-Танкер» доставили по 15 тыс. т нефти каждый на борт греческого танкера «Shinoussa» корпорации «Eletson».

2. В 2005 г. компания «KirkenesTransit» получила официальное разрешение на перевалку газового конденсата в «Бекфьорде» (точка 15 на рис. 10.1). Эта продукция транспортировалась челночными танкерами с терминалов в Белом море и перегружалась борт в борт в суда дедвейтом до 75 тыс. т. Однако в 2006 г. норвежское правительство наложило запрет на эту деятельность в связи с тем, что она велась в районе территории охраны атлантического лосося.

3. После закрытия терминала в «Бекфьорде» его функции взял на себя «Сарнесфьорд» (точка 17 на рис. 10.1). С февраля 2007 г. «KirkenesTransit» перегружает там газовый конденсат с челночных танкеров на суда с дедвейтом 75 тыс. т и планирует переваливать за сезон 2,2 млн т. В будущем компания планирует переваливать также нефть и нефтепродукты. Кроме того, итальянская корпорация «ENI» рассматривает возможность транспортировки через данный терминал сырья с норвежского месторождения «Голиаф» в Баренцевом море.

4. Планы по строительству терминала «Вадсе» (точка 16 на рис. 10.1) для перевалки российской нефти обсуждаются с 2004 г. Инициатором выступает канадская компания «SannexIncorporation». Согласно плану нефть и нефтепродукты будут доставляться из портов Белого моря челночными танкерами и отгружаться в линейные суда с дедвейтом до 300 тыс. т.

5. Терминал «Квалсунде» (точка 18 на рис. 10.1) предлагает построить итальянская компания «ENI» с рядом российских фирм.

6. С 2006 г. вновь стали обсуждаться планы создания терминала «Гретсунде» (точка 19 на рис. 10.1) на месте ликвидированной военной базы, но конкретных проектов пока не обнародовано.

 

МОРСКИЕ НАЛИВНЫЕ УСТРОЙСТВА

Незамерзающие акватории

В целом ряде случаев (большие расстояния, маргинальные месторождения, большие глубины, сложный рельеф дна, наличие сейсмических зон и т. д.) транспортирование углеводородов танкерным флотом обходится значительно дешевле трубопроводного транспорта, особенно при использовании супертанкеров с водоизмещением свыше 500 тысяч тонн.

Наливные устройства причального типа (нефтепричалы). Нефтепричалы выполняются в виде узких пирсов, расположенных параллельно берегу, под углом или перпендикулярно к нему.

Пирсы бывают односторонние и двухсторонние.

Пирсы состоят из:

технологических площадок;

швартовых палов;

отбойных палов;

разворотных палов;

эстакад;

трубопроводов.

Технологические площадки. На технологической площадке располагаются все шланговые устройства для заполнения (опорожнения) танкера. Площадка имеет небольшие размеры, и на неё передаются только незначительные вертикальные нагрузки, вызванные весом наливного оборудования. Горизонтальные нагрузки от танкеров на технологическую площадку не передаются. Верхний передний край технологической площадки выходит за линию отбойных палов и нависает над палубой танкера. Иногда на технологической площадке располагают вспомогательные швартовые тумбы, рассчитанные на небольшие усилия при закреплении швартовых, устраняющих продольные подвижки танкеров.

Швартовые палы – это устройства, на которых устанавливаются швартовые тумбы (кнехты) или любые другие устройства для закрепления носовых, кормовых и прижимных швартовов. Швартовые палы воспринимают основную горизонтальную нагрузку, отжимающую танкер от причала. Борт танкера швартовых палов не касается.

Отбойные палы – это устройства, наиболее выдающиеся в акваторию (не считая нависающей части технологической площадки), к которым и прижимается борт танкера. Отбойные палы воспринимают основную горизонтальную нагрузку, прижимающую танкер к причалу.

Разворотные палы – это устройства, устанавливаемые у головы пирса, пользуясь которым судно разворачивается у причала.

Эстакады (соединительные мостики) – это устройства, объединяющие вышеназванные элементы в единый технологический комплекс и связывающие его с берегом. По эстакадам прокладываются трубопроводы, дороги и подъездные пути. Эстакада, ведущая к берегу, иногда переходит в дамбу.

Наиболее распространенной конструкцией нефтепричалов в настоящее время являются пирсы на свайных основаниях.

При массивных конструкциях технологических площадок отбойные палы обычно не делаются, а сами площадки снабжаются отбойными приспособлениями.

Причалы для обслуживания крупнотоннажных танкеров сейчас сравнительно редко проектируют в виде набережных. Однако:

многие традиционные порты не в состоянии принимать корабли с такой большой осадкой;

многие традиционные фарватеры также не в состоянии пропустить суда с такой большой осадкой;

во многих странах есть законодательные ограничения по водоизмещению танкеров, разрешенных к швартовке, вызванные наличием близко расположенных крупных городов;

продолжительное время налива в условиях постоянно и повсеместно меняющейся погоды (особенно в северных условиях) создаёт массу дополнительных проблем;

строительство же искусственных глубоководных гаваней со всей их инфраструктурой чрезвычайно дорого.

- Наливные устройства беспричального типа. В результате появились наливные устройства в открытом море беспричального типа для самых разнообразных погодных условий и глубин моря.

Если нефть не отвечает требованиям нормативных документов, её доставляют на береговые терминалы для дальнейшей подготовки сравнительно небольшими, так называемыми челночными, танкерами. Челночный танкерный флот также используется при доставке полностью подготовленной нефти потребителям на небольшие расстояния. Супертанкеры в основном используются при транспортировке полностью подготовленной нефти на большие расстояния.

Всё многообразие беспричальных наливных устройств сведено в табл. 9.1.

Наибольшее распространение (более 300 устройств) получили точечные причалы одноякорного типа со стояком или многоякорного на растяжках, причём последние преобладают. Их основа – буй с диаметром до 17 м, который фиксируется 4, 6 или 8 цепями, закрепленными на сваях или анкерах (якорях). Сверху буя находится поворотная (360^о) платформа. На платформе находятся швартовые крепления, сигнальные огни, грузоподъёмное оборудование и, главное, вертлюг для связи платформы с буем.

Подводный трубопровод соединён с буем несколькими гибкими шлангами, снабженными у дна поплавками для придания шлангам нужного изгиба. В настоящее время шланги заменяют на гибкий трубопровод из секций, соединенных карданными узлами. Жидкость перекачивается на танкер по нескольким плавучим шлангам.

В системе со стояком плавучий буй фиксируется якорной цепью к жесткому стальному стояку, закреплённому в основании на дне. Жидкость из подводного трубопровода по гибким шлангам, закрепленным на стояке, а затем через вертлюг по плавающим шлангам подаётся на танкер.

Чтобы сократить время наполнения танкера, нефть надо предварительно накопить в хранилище. Разместить на платформе такое хранилище невозможно. Поэтому чаще всего в качестве хранилища используют переоборудованный танкер, расположенный примерно в 100 м от платформы.

Выносной точечный причал с анкерным креплением CALM. Это самый малый по размеру и самый простой по устройству выносной точечный причал. Он представляет собой круглый плавучий буй, который удерживается на точке 4-8 тяжелыми якорными цепями. На нём имеется свободно вращающийся круг, к которому и швартуются танкера одним синтетическим канатом, прикрепленным к кругу и свободно плавающим в море (конец надо вылавливать).

Подача нефти осуществляется через свободно плавающие в море шланги, прикрепленные к кругу (шланги надо вылавливать). Нефтепровод проложен по дну и соединён с буем гибким шлангом через поворотный шарнир.

Буй применим на глубинах от 30 до 200 м. При меньших глубинах нагрузки от волн начинают превышать допустимые пределы. При больших глубинах вес цепей становится таким, что требуется увеличивать размеры буя, не говоря уже о стремительно возрастающих трудностях для водолазов. Срок службы буя – до 20 лет, швартова и шлангов – до 10 лет. Буй достаточно сложно обслуживать, т. к. вертолётной площадки на нём нет, а катер может подойти, если только высота волн не превышает 2,5 м. Буй не предназначен для постоянной швартовки, при плохой погоде танкер отходит и выжидает.

Таблица 9.1

Сводные данные об основных системах беспричального налива (СБН)

Тип СБН	Рекомендуемые глубины, м	Примечание
Выносной точечный причал с анкерным креплением CALM	30-200	Затруднительно обслуживание. Сильная подверженность воздействию волн
Выносной одноопорный причал с анкерным креплением SALM	35-500	Требует меньше ремонта. Недостаток – подводное расположение вертлюга и распределительных клапанов; трудность доступа
Шарнирно закреплённая на дне колонна для отгрузки нефти ALC	90-120	Масса около 500 т. Обычно есть место для установки крана большой грузоподъёмности и вертолётной площадки
Выносной точечный причал для незащищенных акваторий ELSBM	30-200	Масса около 375 т. Является усовершенствованной моделью CALM
Буй SPAR	110-500	Имеется ёмкость на 47700 м3
Буй SEMI-SPAR	150-370	Сочетаются элементы SPAR и полупогружной платформы. Размещено оборудование для добычи нефти
Швартовая турель	180-700	Ёмкость для хранения нефти. Буй отсутствует. Возможность установки оборудования на верфи и повторного использования. Недостаток – удары цепей
Башня с шарнирным и цепным креплением CAT	80-200	Сочетает в себе элементы шарнирно закреплённой на дне колонны ALC и выносного точечного причала ELSBM
Моносвая	350	Продолжение концепции стационарной башни
PRODIGIOUS	19-50	Самоплавучий, имеет факел, подъёмный кран, вращающуюся платформу, швартовое кольцо
SMART	50-90	Самоплавучий, имеет факел
MINI-SMART GREAT PROUD	30-50 70-180 50	Буксировка в вертикальном положении. Альтернатива MINI-SMART.Самоплавучий, имеет факел

 

Выносной одноопорный причал с анкерным креплением SALM. Это узкий цилиндрический буй, на 90% погруженный в воду. Через шарнир он соединен с натяжным райзером любой конструкции (от тяжелой цепи до трубы). Райзер через шарнир соединен с гравитационным основанием. Причал не предназначен для постоянной швартовки. У основания буя (под водой) – вертлюг, а от него – погружные загрузочные шланги, которые надо вылавливать из моря. Клапаны тоже находятся под водой. Соединительные шланги жестко прикреплены к райзеру. Швартовка осуществляется к надводной части буя. Буй применим на глубинах 35-200 м; если же райзер сделать составным (на шарнирах), то глубину можно увеличить до 500 м. Обслуживание – только с катера. SALM в 3-5 раз дороже, чем CALM.

Шарнирно закрепленная на дне колонна ALC, она же шарнирно закрепленная башня ALT, она же шарнирно закрепленная платформа ALP. Это одиночная стальная колонна с камерами плавучести, которая снизу с помощью тяжелого универсального шарнира соединена со свайным основанием. Верх колонны намного выше уровня моря. Он имеет жилые палубы для ремонтников, поворотное (на 360^о) устройство для швартовки со свободно плавающим в море концом, кран, вертолетную площадку, стрелу для грузовых шлангов. Колонна покачивается на волнах и при швартовке может недопустимо наклониться. Чтобы этого не случилось, на верху колонны устанавливается минимум оборудования и используются челночные танкеры минимальных размеров. Колонна применима на глубинах 90-120 м. При меньших глубинах колебания колонны могут войти в резонанс с волнами. При больших глубинах увеличивается масса колонны, а это вновь ведет к усилению колебаний. ALC, ALT или ALP примерно в 13 раз дороже, чем CALM.

Выносной точечный причал для незащищенных акваторий ELSBM. Это усовершенствованная система CALM для более суровых условий. Размеры буя (особенно его подводной части) резко увеличены, отсюда – малая подвижность на волнах, а значит, малый износ подводных шлангов. Грузовые шланги расположены выше уровня волн на вьюшке с контргрузом. Имеется запасной грузовой шланг. Постоянного персонала нет. Это единственный выносной точечный причал в Северном море с жесткой кранцевой защитой от столкновения с танкером. Есть жилые помещения и вертолетная площадка. Вес оборудования – до 500 т. Минимальная глубина – до 60 м. ELSBM в 4 раза дороже, чем CALM.

Буй SPAR. Это развитие системы ELSBM, но в конструкции есть ёмкость для хранения нефти; отсюда – насосы, автономная энергетическая установка, постоянный персонал, хорошие жилые помещения. Над водой находится лишь малая часть, поэтому волновые нагрузки незначительны. К донному трубопроводу буй подсоединен короткими гибкими райзерами. Шесть тяжелых якорных цепей и бетонные якоря по 1000 т. Над водой на большом поворотном круге находятся оборудование для швартовки, стрела для грузовых шлангов и вертолетная площадка. Поворотный круг имеет механический привод. Швартов поднимают на борт танкера с помощью плавучего троса-проводника, который поднимают лебедкой. Этот же проводник вытягивает концы загрузочных шлангов. Ёмкость нефти рассчитана на трехдневную добычу (обычно 19-50 тыс. т), отсюда – высота буя превышает 80 м. Значит, глубина моря – от 110 до 500 м. Это самая дорогая система. SPAR в 17 раза дороже, чем CALM, но из-за ёмкости для нефти все равно выгодна.

Буй SEMI – SPAR. Это развитие системы SPAR выполнено фирмой «Шелл». В ней сочетаются элементы SPAR (плавучая ёмкость для хранения нефти и принципы отгрузки) и некоторые свойства полупогружной платформы (большая остойчивость, большие палубы, большая грузоподъёмность). Это позволяет дополнительно разместить на конструкции оборудование для добычи нефти. Диаметр платформы – 67 м, 12 якорных цепей. Есть специальная швартовая платформа с механическим приводом, перемещающаяся по рельсам, проложенным по периметру верхнего строения. Отбор нефти достигает 9,5 тыс. м³/сутки. Рассчитана на глубины 150-370 м. 56 человек постоянного персонала. Швартовка при высоте волн – до 3,5 м.

Швартовая турель. Это точечный причал с ёмкостью для хранения нефти, но буй отсутствует. Вместо него – постоянно (стационарно) пришвартованный танкер, на носу которого и смонтирован вертлюг. Танкер упрочнен и служит для хранения нефти. По данным фирмы «IMODCO», устройство может работать при глубинах до 700 м, а вероятно, и до 1400 м, причём до 180 м лучше использовать жесткий райзер.

Башня с шарнирным и цепным креплением САТ. Фирма «IMODCO». Это сочетание ALC и ELSBM. От ALC – хорошая защита райзера, отсутствие вертикальной качки, грузовой шланг расположен высоко над морем, имеется вертолётная площадка. От ELSBM – хорошая остойчивость, малый объём камер плавучести, малая масса. Рекомендуется на глубинах 80-200 м.

Моносвая МР компании «TechnomareandAkerEnginering». Предназначена для швартовки танкеров в глубоководных акваториях Северного моря. Используется до глубин 350 м. Основной элемент – толстостенная труба конической формы, в верхней части которой находится камера плавучести, расположенная на 40 м ниже уровня моря. Над ней установлена решетчатая конструкция из труб, внутри – райзер, по которому продукция подается на поворотный круг и стрелу. На резиновых демпферах установлена жесткая кранцевая защита.

Беспричальное устройство SMART. Это самоустанавливаемая морская многоцелевая башня, сооружаемая тогда, когда ещё нет платформы. Устройство используют при глубинах 50-100 м.

Имеются аналоги – Prodigionus, Proud и Mini-SMART, применимые при глубинах 20-50 м, и Great, применимая при глубинах 70-180 м (фирма IEC_o, США).

Устройство плавучее, буксируется и погружается на дно прямо на скважину. Состоит из трубчатых балластных секций диаметром 5 м, служащих в качестве опорной плиты. Вертикальная часть дополнительно усилена F-образной опорой. На границе «вода – воздух» – плавучая