ОРИГИНАЛ

 ПЕРЕВОД

Укладка трубопровода

Укладка трубопровода на морском участке будет осуществляться ТУС III/IV поколения S-образным способом. Трубопровод укладывается непосредственно на дно.

Метод получил название по форме, принимаемой секцией трубопровода между ТУС и морским дном. Наращиваемый на судне трубопровод спускается в воду по стингеру и под собственным весом погружается на дно. Стингер требуется для снижения нагрузки при изгибе. Контроль за напряженно-деформированным состоянием трубопровода на стингере и свободно провисающем участке между стингером и морским дном осуществляется путем продольного растягивающего усилия на трубоукладочном судне с помощью тенсионеров. Стингер обеспечивает требуемую конфигурацию трубопровода.

Производственная линия ТУС включает в себя рабочие посты, на которых осуществляется центровка труб, сварка, неразрушающий контроль и исправление дефектов сварных соединений, нанесение покрытия на монтажные стыки.

После полного завершения каждого стыка судно-трубоукладчик должно продвигаться вперед на расстояние равное длине одной трубы (в среднем 12,2 м) или двухтрубной секции (24,4 м).

В случае использования ТУС с якорной системой позиционирования два или три буксира для перекладки якорей должны быть использованы для выполнения подъема, перемещения и заброски якорей в определенных местах.

Трубы будут подвозиться судами – трубовозами с промежуточных площадок складирования.

Технологии эксплуатации газопровода

В ходе эксплуатации СЕГ будет проводиться регулярная диагностика трубопроводной системы с помощью «интеллектуального скребка» ультразвукового или магнитно-индукционного типа, запускаемого с расположенного на берегу (в бухте Портовая) узла приема-запуска поршней, а также ежегодная гидрографическая съемка в полосе 200 м вдоль всей трассы газопровода для оценки стабильности положения газопровода, наличия размывов дна и др. При необходимости будут осуществляться надводный или подводный ремонт газопровода, подсыпка грунта в местах размыва. Также планируются мероприятия по обслуживанию технологической платформы и размещенного на ней оборудования.

Вывод из эксплуатации

При выводе морских газопроводов из эксплуатации существуют две основные альтернативы: 1) полный демонтаж и вывоз для последующей утилизации всей системы и 2) демонтаж надводного оборудования (платформы, компрессорной станции, береговых сооружений) и консервация линейной части газопровода на месте (полость заполняется водой с добавлением биоцидов). Второй вариант представляется предпочтительным с технологической, экономической и экологической точек зрения, но современное международное законодательство требует демонтажа и вывоза всех инженерных объектов после завершения эксплуатации. Решение о методах вывода СЕГ из эксплуатации после окончания его работы (минимум через 30 50 лет) будет принято владельцем газопровода в соответствии с теми законодательными требованиями и технологиями, которые будут действовать в это время.

Pipeline Laying

Pipeline laying at the offshore section will be executed by PLBs of the III/IV generation by the S-method. The pipeline shall be laid directly onto the bottom.

The method was called so due to the form taken by section of the pipeline between PLBs and the sea bottom. A pipeline being lengthened on the vessel is descended in water along a stinger and submerges onto the bottom due to the own weight. The stinger is necessary for reduction of bending load. Control over stressed-deformed state of the pipeline on the stinger and the freely slacking section between the stinger and the sea bottom is performed by lateral tensional force at the pipe laying barge through tensioners. The stinger provides the required pipeline configuration.

The PLB production line includes operating points where lineup, welding, non-destructive examination and correction of defects of welded joints, coating of field joints.

After the whole completion of every joint, the pipeline laying barge shall move forward to a distance equal to the length of one pipe (12.2 m on average) or a two-line section (24.4 m).

If a PLB with an anchor positioning system is used, there should be used two or three anchor relaying tugboats to perform anchor elevation, removal and dropping at defined places.

Pipes will be brought by pipe carrier vessels from intermediate storage sites.

Gas Pipeline Operating Technologies

In course of NEGP operating there will be carried out regular diagnostics of the pipeline system by “an intellectual scraper” of ultrasonic or magnet induction type launched from the scraper station located on the shore (at the Portovaya Harbor), as well as annual hydrographic survey within the 200 m zone along the whole pipeline route for assessment of stability of the pipeline condition bottom erosion, etc. If necessary, there will be executed overwater or underwater pipeline repair, bottom filling at erosion places. Also, there are planned measures for maintenance of technological platform and equipment located on it.

Decommissioning

When decommissioning offshore gas pipelines, there exist two main alternatives: 1) complete decommissioning and removal for further recycling of the whole system and 2) demounting of overwater equipment (platform compressor station, onshore facilities) and conservation of the linear part of the pipeline on-site (the interior is filled with water with addition of biocides). The second variant seems to be the preferable one in technological, economic and environmental terms, but the current international legislation requires demounting and removal of all engineering facilities after completion of operating. The decision on methods of NEGP decommissioning after finishing its work (at least in 50 years) will be met by a pipeline owner in accordance with those legislative requirements and technologies which will be in force at that time.