2.2. Замерзающие акватории

В этом случае идеален, конечно, подводный трубопроводный транспорт, но при Российских расстояниях и климате потребуется столько промежуточных насосных станций, так же 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 (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 (Приразломное месторождение) основан на использовании двух отдельных ледостойких устройств – платформы и системы налива. Добыча ведётся с ледостойкой платформы с хранилищем, рассчитанном 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., а над морем – вертлюг с устройством налива.

Ближайшее будущее основано, по видимому, на наливе ледостойких танкеров не через верх, а через днище через специальную шахту.

3. 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, ибо 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.2 приведены основные сведения о наиболее крупных береговых терминалах.

Сточная вода с береговых терминалов либо закачивается в поглощающие скважины на его 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 2