Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. В стране создана разветвленная сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, которые проходят по территории большинства субъектов Российской Федерации.

За последние годы резко возросла роль трубопроводного транспорта в российской экономике. Это связано с рядом факторов - увеличение налоговых поступлений в бюджеты различных уровней вследствие роста объемов транспорта нефти, создание новых рабочих мест, развитие экономики регионов и т.д.

Системы трубопроводного транспорта являются эффективным инструментом реализации государственной политики, позволяющим государству регулировать поставки нефтепродуктов на внутренний и внешний рынки.

Трубопроводный транспорт активно влияет на формирование и развитие ТЭК страны и отдельных регионов, являясь его неотъемлемой частью, и обеспечивает [1, с. 28]:

• перекачку добытых и переработанных энергоресурсов;
• выполняет роль распределительной системы комплекса;
• транспортировку энергоресурсов на экспорт в страны ближнего и дальнего зарубежья.

1. Трубопроводный транспорт

Топливно-энергетический комплекс РФ является основой развития всех отраслей экономики страны. Важнейшая составляющая этой основы – система магистральных трубопроводов для транспортирования нефти, нефтепродуктов и газов на большие расстояния; предприятия по накоплению, хранению и распределению этих продуктов потребителям. Географическое расположение главных месторождений нефти и газа в России и их потребителей ставит трубопроводный транспорт на первое место в мире среди всех остальных видов доставки.

В настоящее время проектируется и сооружается ряд мощных трубопроводных систем. В первую очередь – магистральный нефтепровод Восточная Сибирь – Тихий океан протяженностью более 4,4 тыс. км и пропускной способностью 80 млн т в год. Этот проект не только освоение и развитие месторождений Восточной Сибири, но и создание новых крупнейших промышленных центров Сибирского и Дальневосточного регионов. Не менее важны новые международные проекты трубопроводов, например, нефтепровод «Бургас – Александропулис», газопровод «Северный поток», «Южный поток», газопровод на Китай и др.

Трубопроводный транспорт - вид транспорта, осуществляющий передачу на расстояние жидких, газообразных или твёрдых продуктов по трубопроводам. Трубопроводный транспорт предназначен главным образом для транспортировки газа, нефти, твёрдых материалов.

В зависимости от назначения и территориального расположения различают магистральный и промышленный трубопроводный транспорт. К магистральному относятся газо- и нефтепроводы, по которым обычно транспортируют продукты от мест добычи к местам переработки и потребления — на заводы или в морские порты для перегрузки в танкеры и дальнейшей перевозки. По магистральным продуктопроводам перемещают готовые нефтепродукты с заводов в районы потребления. Трубопроводный транспорт используют для транспортировки грузов, поддающихся передаче по трубам, в пределах производственного предприятия для продолжения технологического процесса. К трубопроводному транспорту относятся нефтебазовые, внутрипромысловые нефте-, газо- и продуктопроводы, городские газоразводящие, водопроводные и канализационные сети и т.п.



Трубопроводный транспорт — прогрессивный, экономически выгодный вид транспорта, ему присущи: универсальность, отсутствие потерь грузов в процессе транспортировки при полной механизации и автоматизации трудоёмких погрузочно-разгрузочных работ, возврата тары и др. В результате этого снижается себестоимость транспортировки (например, для жидких грузов в 3 раза ниже по сравнению с перевозкой их по железным дорогам).

Дальнейшее развитие магистрального трубопроводного транспорта связано с увеличением диаметра труб, с повышением давления газа и нефти в трубах, с применением более мощных компрессорных агрегатов и т.п. Для снижения стоимости транспортировки предполагается осуществлять подачу газа в охлажденном (жидком) виде.

2. Развитие трубопроводного транспорта нефти в России

Система магистральных нефтепроводов на территории бывшего СССР сформировалась в особых условиях размещения пунктов добычи и переработки нефти. Известно, что с экономической точки зрения трубопроводный транспорт является наиболее выгодным по сравнению с другими видами транспортировки нефти.

В 1863 году русский ученый Дмитрий Иванович Менделеев первым предложил идею использования трубопровода при перекачке нефти и нефтепродуктов, объяснил принципы строительства трубопровода и представил убедительные аргументы в пользу данного вида транспорта. Спустя 15 лет на Апшеронском полуострове был введен в эксплуатацию первый трубопровод протяженностью всего12 кми диаметром75 ммдля перекачки нефти от Балаханского месторождения на нефтеперерабатывающие заводы Баку. Проект трубопровода был разработан знаменитым русским инженером В.Г.Шуховым. К концу прошлого столетия общая протяженность трубопроводов из районов Баку составляла230 км, а их ежегодный объем перекачки - 1 млн. тонн.

В начале ХХ века в России были сооружены два основных трубопровода [7]:

• Баку-Батуми (1896-1906 гг.), протяженностью833 кми диаметром200 ммдля перекачки 900 тысяч тонн керосина в год;
• Махачкала-Грозный (1913-1914 гг.), протяженностью162 кми диаметром200 ммдля перекачки 700 тыс. тонн нефти в год.

До 1917 года были построены нефтепродуктопроводы общей протяженностью1300 км, средний диаметр труб составлял197 мм. Однако эти трубопроводы не могли составить конкуренцию мощной системе железнодорожного транспорта. Так, например, в 1913 году по трубопроводу Баку - Батуми перекачивалось только 6% всей транспортируемой нефти.

Ключевой датой в истории развития трубопроводной системы России считается 17 марта 1920 года. В этот день был подписан правительственный указ о строительстве трубопровода от нефтяного месторождения Эмба до Саратова.

После окончания Гражданской войны была проведена реконструкция трубопроводов, построены новые магистрали на Кавказе, введены в эксплуатацию нефтепроводы Сабунчи - Баку, Хадыженск - Туапсе, Махачкала - Грозный. В 1925 году был спроектирован и построен магистральный нефтепровод Баку-Батуми, протяженностью834 кми диаметром250 ммс 13 насосными станциями, оборудованными плунжерными насосами с дизельным приводом.

Позднее был построен трубопровод Грозный - Туапсе протяженностью649 км, диаметром250 мм, на трассе которого разместили 7 насосных станций. В 1936 году был введен в эксплуатацию магистральный нефтепровод Гурьев-Орск, протяженностью709 кми диаметром300 ммдля транспортировки бакинской, а позднее эмбинской нефти на Орский НПЗ [7].

Дальнейшие успехи в развитии трубопроводного транспорта в России были связаны с освоением месторождений Башкирии, Татарстана и Самары. В 1936 году был построен первый подземный нефтепровод Ишимбай - Уфа, протяженностью168 кми диаметром300 ммдля перекачки нефти из первых скважин «второго Баку» на Уфимский НПЗ.

До Второй мировой войны общая протяженность системы магистральных трубопроводов СССР составляла4100 км, 70% которых применялись для перекачки сырой нефти.

В конце 40-х годов по мере освоения нефтяных месторождений Башкирии, Татарстана, Самары, Перьми и Оренбурга, а также месторождений Северного Кавказа началось активное строительство магистральных нефтепроводов.

Начало 50-х годов считается периодом интенсивной добычи нефти в Волго-Уральском районе. Для перекачки сырой нефти были построены нефтепроводы: Туймазы - Уфа-2 и 3, Бавлы - Куйбышев-1 и 2, Туймазы - Омск, Ромашкино - Куйбышев, Шкапово - Ишимбай, Куйбышев - Саратов, Субханкулово - Азнакаево - Альметьевск, Муханово - Куйбышев, Омск - Татарск, Ишимбай - Орск и др. [7].

Развитие новых нефтяных месторождений и рост производства явились предпосылками для создания принципиально новых методов для перекачки нефти и нефтепродуктов, а также современного оборудования.

Отличительными чертами того периода можно считать дальнейшую механизацию процесса сооружения трубопроводов, применения новых систем связи.

Таким образом, до 60-х годов основное развитие получали объекты магистрального транспорта в главных районах добычи нефти - Закавказье и Урало-Поволжье.

С конца 60-х годов создается система транзитных магистральных трубопроводов, первым из которых был нефтепровод Туймазы-Омск-Новосибирск. Эти годы можно считать новой и наиболее сложной стадией развития трубопроводного транспорта.

Разработка месторождений Западной Сибири стала началом расширения сети магистральных трубопроводов. С перемещением добычи нефти в Западную Сибирь происходит все большее географическое разграничение в размещении добычи и переработки нефти. Последняя в соответствии с курсом на строительство крупных НПЗ в районах потребления сосредотачивается в европейской части страны, на юге Сибири, в Средней Азии. Результатом такого размещения стала необходимость переброски крупных потоков нефти в эти районы. Появились трубопроводы большой протяженности и больших диаметров, а строительство трубопроводов и насосных станций стало проводиться в более сжатые сроки.

В тот период было построено 40 нефтепроводов диаметрами до 1000 мм: Туймазы - Омск-2 и 3, Горький - Рязань-1, Калтасы - Языково - Ишимбай, Альметьевск - Куйбышев-1 и 2, Алметьевск - Горький-2 и 3, Тихорецк - Туапсе, Малгобек - Тихорецкая, Ярославль - Кириши, Узень - Гурьев и др.

Первыми крупными нефтепроводами, обеспечивающими транспорт нефти из Западной Сибири, становятся нефтепроводы: Усть-Балык - Омск, Александровское - Анжеро-Судженск, протяженностью свыше1000 кмкаждый. В 1964 году был сдан в эксплуатацию магистральный трубопровод «Дружба», общей протяженностью4665 км(из них3004 кмпо России) и диаметром1200 мм, по которому нефть Татарии и Поволжья стала поступать в Чехословакию, Польшу, Венгрию и Восточную Германию [7].

В этот же период возникает проблема капитального ремонта трубопроводов, введенных в эксплуатацию в послевоенное время. В начале 60-х годов суммарный объем ремонтных работ на трубопроводах составил всего30 кмв год, т.е. возникла необходимость отказа от примитивных методов ремонта и перехода к более прогрессивным технологиям и оборудованию. Тогда же была разработана и выпущена первая специальная техника для ремонта трубопроводов. Разработки проводились НИИТранснефть.

Особую значимость трубопроводный транспорт приобрел в период активного освоения тюменских месторождений. С увеличением добычи нефти в Западной Сибири основным направлением транспорта становится Европейская часть России. Отличительным признаком начала 70-х годов стали высокие темпы строительства нефтепроводов. Строятся сверхдальние транзитные магистральные нефтепроводы диаметрами 1000 и1200 мм. В этот период было проложено более3500 кмсовременных подземных трубопроводов диаметрами 720,1220 мм. Их доля составила 70% от общей протяженности системы магистральных трубопроводов, а грузооборот - 85% суммарного грузооборота.



Контроль над всеми магистральными трубопроводами как находящимися в эксплуатации, так и на стадии строительства осуществляло Министерство нефтяной промышленности СССР. В 70-м году в соответствии с Постановлением Совета Министров СССР от 30 октября 1970 года в рамках Министерства было сформировано Главное управление по транспортировке и поставке нефти (Главтранснефть), занимающееся вопросами проектирования, сооружения, эксплуатации и перспективным развитием нефтепроводной системы. Это управление со временем было преобразовано в ОАО «Транснефть».

В 1980-1988 гг. сооружаются северные магистральные трансконтинентальные трубопроводы: Сургут - Полоцк и Холмогоры - Клин, замкнувшие сеть магистральных нефтепроводов в единую систему нефтеснабжения страны.

За 20 лет (60-80-е годы) объем перекачки по нефтепроводам увеличился вдвое, грузооборот - в 5 раз, протяженность нефтепроводов составила65000 км, число нефтеперекачивающих станций - 585.

В 1991 году одновременно с прекращением деятельности Министерства нефтяной промышленности СССР было ликвидировано его главное хозрасчетное управление по транспорту и поставкам нефти - Главтранснефть. В целях выполнения общесистемных функций и сохранения единства управления 16 предприятий нефтепроводного транспорта основали компанию «Транснефть», а на базе Главтранснефти - исполнительную дирекцию компании. Производственное объединение магистральных нефтепроводов Западной и Северо-Западной Сибири, ранее входившие в структуру Главтранснефти, один год функционировало как самостоятельное предприятие – «Сибнефтепровод».

В условиях рыночной экономики нефтяные и газовые производственные ассоциации получили право самостоятельно подписывать договоры с потребителями. Были организованы совместные производственные предприятия с участием иностранного капитала, самостоятельно выбирающие покупателя. В силу этих обстоятельств, с 1992 года оплата услуг по транспорту нефти стала производиться на основе тарифов.

На современном этапе функционирование системы нефтепроводов происходит в принципиально новых экономических и политических условиях. В связи с разделением трубопроводов по территориальной принадлежности между государствами - бывшими республиками СССР - в настоящее время только Россия обладает единой нефтепроводной системой.

Магистральные нефтепроводы акционерной компании по транспорту нефти «Транснефть» обеспечивают транспорт 99,5% добываемой в России нефти. Система магистральных нефтепроводов является естественной монополией и находится в государственной собственности и полностью контролируется государством. Контроль осуществляется посредством установления цен (тарифов) на транспортные услуги, распределением прав доступа к экспортным нефтепроводам, согласования инвестиций в нефтепроводный транспорт, также влияющих на тарифы.

Протяженность системы магистральных нефтепроводов АК «Транснефть», соединяющей практически все районы добычи нефти в России с центрами переработки и экспортными терминалами и обеспечивающей нормальное функционирование нефтяного рынка, составляет48500 км[7].

3. Современное состояние магистрального трубопроводного транспорта нефтепродуктов

Сеть магистрального трубопроводного транспорта нефтепродуктов (МТТНП) располагается в широтном направлении и пролегает от Кемеровской области до границы с Венгрией. Действующие нефтепродуктопроводы на территории стран СНГ (Украины, Белоруссии, Казахстана) находятся в собственности ОАО АК «Транснефтепродукт».

Протяженность МТТНП составляет 19,1 тыс. км, в том числе на территории Украины -1500 км, Белоруссии -1300 км, Казахстана -300 км. По трубопроводной системе транспортируются светлые нефтепродукты (моторные топлива) с 14 нефтеперерабатывающих заводов России на экспорт и внутренним потребителям России. К системе МТТНП подключены также два НПЗ Белоруссии.

Технологический процесс транспортировки топлива обеспечивается работой 100 головных и промежуточных перекачивающих станций с общей емкостью резервуарных парков 4,6 млн. куб. м. Перевалка на железнодорожный транспорт осуществляется с 11 ж/д наливных станций, а в автомобильный транспорт - с 55 автоналивных пунктов.

В настоящее время около 25% всех производимых российскими компаниями на вышеуказанных 14 НПЗ нефтепродуктов транспортируется по системе МТТНП. Однако доля нефтепродуктопроводов в общем объеме транспортировки нефтепродуктов составляет не более 18 % [5, с. 12].

Ни для кого не секрет, что нормативные сроки эксплуатации линейной части, резервуаров, нефтеперекачивающих станций, оборудования на ряде участков магистральных нефтепроводов уже истекла. Значительное их число следует оснастить Современными системами автоматики, телемеханики и электроснабжения, а для этого нужны существенные финансовые вложения.

Сегодня в эксплуатации все еще находится оборудование, изготовленное в разные годы, разными заводами и по различной технической документации. Что и неудивительно, поскольку существующая система магистральных нефтепроводов создавалась на протяжении десятков лет и в единую схему оказались сведены технические средства разных поколений. Устаревшее, разнотипное оборудование одного и того же функционального назначения снижает надежность системы, увеличивает трудовые и финансовые затраты на техническое обслуживание и ремонт.

Анализ технического состояния основных производственных мощностей показал, что при нормативном сроке службы, составляющем, например, для насосного оборудования девять лет, а для электросилового - восемнадцать, фактические сроки эксплуатации оборудования некоторых НПС достигают 25-30 лет.

Основные фонды трубопроводного транспорта, как и вся инфраструктура, стареют (табл. 1). Например, износ основных фондов газотранспортной системы ОАО «Газпром» составляет около 56%. Таким образом, продление срока безопасной службы трубопроводных систем является важнейшей задачей транспортников нефти и газа [5, с. 13].

Таблица 1

Возрастная структура магистральных газо- и нефтепроводов

 

Качество труб, производимых в России, значительно отстает от зарубежного уровня. Только 25% трубной продукции сертифицировано по международным стандартам. Основным недостатком является недостаточное развитие производства труб большого диаметра, которые очень востребованы сейчас на российском рынке.

Далеко от идеала и состояние резервуарного парка: срок службы 60% объектов превышает нормативный. Необходимо провести широкомасштабные ремонтные работы по устранению дефектов, ограничивающих уровень полезной емкости резервуаров, увеличить темпы их ремонта и реконструкции.

Постоянный мониторинг технического состояния нефтепроводов с помощью внутритрубного диагностического обследования действующих магистралей (его результаты являются основой для формирования планов текущего и капитального ремонтов) показывает, что ежегодно необходимо проводить диагностирование более 16 тыс. км. нефтепроводов. При существующем сегодня уровне финансирования удается продиагностировать только 11 тыс. км. Кроме того, следует отметить и тот факт, что в настоящее время обнаружено множество не выявленных ранее дефектов труб из-за старения и дефектов сварных швов. Только в шесть раз, увеличив объемы ремонтных работ, можно своевременно их устранить.

Для обеспечения надежной эксплуатации магистральных нефтепроводов и восстановления их проектных технических характеристик ежегодно должна производиться замена1580 км. труб и3000 км. изоляции.

Предмет особого внимания — 657 подводных переходов магистральных нефтепроводов. Более 200 из них (общей протяженностью более450 км.) имеют возраст от 29 до 38 лет. При проектировании и строительстве переходов в 1960—1970 гг. такие факторы, как старение и воздействие русловых переформирований, учитывались слабо, что привело в настоящее время к нарушению герметичности трубопровода [5, с. 14].

Следует сказать и еще об одной проблеме, возникшей в последние годы в системе магистральных нефтепроводов: ремонт и реконструкция нефтепроводов большого диаметра (1020-1220 мм). Ремонтные работы на нефтепроводах таких диаметров отличаются повышенной трудоемкостью и большими материальными затратами. Эти показатели в 2-2,5 раза превосходят таковые для диаметров нефтепроводов до820 мм. Между тем, если в1998 г. доля ремонтируемых нефтепроводов больших диаметров в целом по системе составляла 32%, то в2010 г. уже 45%, а в2011 г. превысит 50%. данная динамика обусловлена их прогрессирующим старением и, естественно, приводит к дополнительным затратам.

Если говорить о надежности нефтепроводов, то нельзя не отметить, что в значительной мере она предопределяется качеством изоляционных материалов и технологией их нанесения. Изоляционное покрытие более 29% магистральных нефтепроводов, согласно заключению ВНИИСТ, не соответствует нормативным требованиям.



Это же можно сказать и о более 70% насосных станций магистральных нефтепроводов АК «Транснефть», которые были построены 15 - 25 лег назад. Устаревшее оборудование насосных станций имеет низкую надежность и требует реконструкции и замены. Пока невелик процент насосных станций, оборудованных современными микропроцессорными системами, позволяющими реализовать весь набор требуемых функций. Необходимо осуществить замену устаревших систем автоматики на насосных станциях.

4. Транспортировка нефти и газа

Потоки сырой нефти формируются, в основном, на трех крупных региональных рынках: в Северной Америке потребляется 30,4% добытой в мире нефти; в Европе – 26,4% и в странах Азиатско-Тихоокеанского региона – 27,8%. По оценкам аналитиков, к2020 г. потребление сырой нефти в мире возрастет в 1,2-1,5 раза. При этом в развивающихся странах увеличение спроса на нефть произойдет в 2,5-2,8 раза, а в развитых – на 30-35%.

Для России, экономика которой зависит от экспорта топливно-энергетических ресурсов, очень важно не потерять свои позиции на традиционных для нее европейских рынках энергоресурсов и завоевать новые ниши на перспективных рынках.

Нефтепроводная система включает экспортные направления, показанные на рис. 1 [6].

Рисунок 1. Экспортные направления трубопроводной системы ОАО «Транснефть»

 

В2010 г. по трубопроводной системе ОАО «Транснефть» было экспортировано 145,5 млн. т нефти, что на 4% больше, чем в2009 г. (табл. 2) [6]. Свыше 80% прироста трубопроводного экспорта пришлось на российских поставщиков и лишь около 1,22 млн. т – на транзитных поставщиков, в основном из Казахстана.

Таблица 2

Экспорт нефти по трубопроводной системе ОАО «Транснефть», тыс. т

Терминалы	Экспорт всего2009 г.	Экспорт всего2010 г.	Изменение 2010/2009	Российская нефть2009 г.	Российская нефть2010 г.	Изменение 2010/2009
Новороссийск	41 775,3	44 896,3	3 121,0	36 035,2	38 802,2	2 767,0
Туапсе	5 370,4	4 849,1	-521,3	5 370,4	4 849,1	-521,3
Одесса	11 284,2	9 816,9	-1 467,3	3 202,0	3 233,0	31,0
Вентспилс	14 966,6	7 388,7	-7 577,9	14 966,6	7 388,7	-7 577,9
Мажейкяй	6 380,6	5 773,3	-607,3	6 380,6	5 773,3	-607,3
Бутинге	5 197,8	5 471,9	274,1	5 197,8	5 471,9	274,1
Приморск	187,5	12 011,0	11 823,5	187,5	11 187,9	11 000,4
Германия	21 052,3	21 275,4	223,1	19 984,9	20 283,4	298,5
Польша	19 782,0	18 692,4	-1 089,6	18 354,7	16 062,3	-2 292,5
Чехия	3 748,6	3 558,7	-189,9	3 748,6	3 558,7	-189,9
Словакия	5 879,0	5 524,6	-354,4	5 879,0	5 524,6	-354,4
Венгрия	6 506,7	6 188,2	-318,5	6 506,7	6 188,2	-318,5
Всего	142 131,0	145 446,6	3 315,6	125 814,0	128 323,4	2 509,4

Планируемое увеличение мощностей по экспорту сырой нефти к2015 г. составляет 243,5 млн. т, к2020 г. – 266,5 млн. т.

Протяженность магистральных газопроводов и отводов газотранспортной системы ОАО «Газпром» равна 154,9 тыс. км (газопроводы диаметром 1020, 1220, 1420 ммсоставляют более 62%). В 2010 г. было транспортировано 637,1 млрд. м³ газа и 9,9 млн. т газового конденсата. На экспорт поставлено 130 млрд. м³ газа. Основными внешними потребителями российского газа являются страны Западной Европы. В 2013 г. через систему ОАО «Газпром» будет реализовано около 5,5 млрд. м³ казахского и 5 млрд. м³ узбекского газа.

5. Перспективы развития нефтепроводной системы России

Учитывая значимость трубопроводного транспорта для национальной экономики, в ближайшей перспективе транспортные ограничения способны стать одним из серьезных препятствий при реализации долгосрочных целей государственной промышленной политики. Отсутствие трубопроводной транспортной инфраструктуры в восточных регионах России сдерживает разработку перспективных нефтяных месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, имеющих ключевое значение для развития экспорта нефти в страны АТР.

Стратегическая важность и актуальность рассмотрения вопросов развития транспортного потенциала российской нефти обусловлена следующими основными факторами [6]:

• добыча нефти в России стабильно растет и по некоторым оптимистическим прогнозам может составить к уже 2015 году 574 млн. т в год;
• потребление нефти в России стабилизировалось;
• в восточных регионах страны интенсивность освоения новых месторождений напрямую связана с развитием транспортной инфраструктуры;
• на европейском рынке ожидается существенный рост поставок каспийской нефти (построенный нефтепровод КТК и ожидаемый Баку-Джейхан);
• в странах Азиатско-Тихоокеанского региона имеется и растет дефицит сырой нефти, уже исчисляемый многими сотнями миллионов тонн;
• вопрос экспорта российской нефти в США приобретает все более актуальный характер.

Перспектива развития системы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» строится на основе анализа прогнозных балансов добычи и потребления нефти, тенденции потребности нефти на мировых рынках, фактического состояния системы магистральных нефтепроводов, а также обеспечения экономической безопасности России. При этом ключевая роль в формировании прогнозных балансов добычи и потребления нефти должна быть отведена Министерству энергетики Российской Федерации.



При формировании стратегии развития в качестве наиболее реалистического целесообразно рассматривать расчетный баланс добычи и распределения нефти, рассчитанный Институтом нефти и газа Новосибирского отделения Российской Академии наук (табл. 3) [6].

Таблица 3

 

Отсутствие нефтепроводной инфраструктуры на востоке страны сдерживает разработку перспективных нефтяных месторождений в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, где планируется добывать около 40 млн. тонн нефти в год. Отсутствие у России собственных глубоководных портов в Дальневосточном регионе и на севере России лишает государство возможности расширять рынки сбыта энергоресурсов.

В настоящее время доля трубопроводных проектов, планируемых на территории бывшего СССР, составляет около 30% от общего числа мировых проектов, которые будут осуществляться в течение последующих нескольких лет. Однако при строительстве новых нефте- и газопроводов России предстоит жесткая конкурентная борьба за привлечение капиталов в эти проекты с другими регионами (рис. 2) [6].

Рисунок 2. Планируемая протяженность трубопроводных проектов в мире

 

Согласно программе «Энергетическая стратегия России до2020 г.» отечественному нефтегазовому комплексу для его стабильного поступательного развития необходимо $ 650-700 млрд., из которых потребности российской трубопроводной системы составляют примерно 12-14%, или максимально почти $ 100 млрд. Около 80% от этой суммы будут приходиться на долю газопроводов.

Сегодня на внутреннем рынке России ОАО «Газпром» потребляет около 95% труб большого диаметра (1220-1420 мм, прямошовные с одним швом (термоупрочненным), толщина стенки –38 мм, максимально допустимое давление 9,8-15 МПа, длина –18 м, трехслойное полимерное наружное и однослойное гладкостное внутреннее покрытие).

Основными проектами строительства новых трубопроводов у ОАО «Газпром» являются следующие:

1. Газопровод, соединяющий Тюменскую область с Китаем протяженностью7000 км. Потребность в трубах диаметром не менее1400 ммоценивается в 5-6 млн. т.

2. Северо-Европейский газопровод. На европейском газовом рынке к 2015 г. прогнозируется рост потребления сверх действующих долгосрочных контрактов в объеме порядка 100 млрд. м³. Действующие в настоящее время экспортные газопроводы из России в Европу не смогут в полной мере удовлетворить растущий спрос на газ. Для решения этой проблемы и повышения надежности поставок российского газа на экспорт начата разработка проекта Северо-Европейского газопровода. Трасса газопровода пройдет через акваторию Балтийского моря от Выборга до побережья Германии (район г. Грайфсвальда). В проекте предусмотрено строительство морских газопроводов-отводов для подачи газа потребителям Финляндии, Швеции, Великобритании и других стран. Протяженность морского участка газопровода от Выборга до Грайфсвальда составит1189 км, диаметр –1067 мм, рабочее давление – 200 атмосфер. Для соединения газопровода с Единой системой газоснабжения России планируется построить новый газопровод Грязовец-Выборг, который пройдет по территории Вологодской и Ленинградской областей. Сырьевой базой для загрузки этого трубопровода на первом этапе будут являться месторождения Надым-Пур-Тазовского региона, а в дальнейшем Ямала, Обско-Тазовской губы и Штокмановского месторождения.

Основные проекты строительства новых нефтепроводов [6]:



1. Проект «Балтийская трубопроводная система» (БТС-3) предусматривает строительство новой ветки трубопровода Ярославль-Кириши-Приморск, а также расширение технологических возможностей трубопровода Ухта-Ярославль. Стоимость проекта $ 1,1 млрд. В результате его реализации будет построено600 кмновых трубопроводов. Экспортные возможности новой нефтепроводной системы составят 30 млн. т в год.

2. Проект Ангарск-Находка с ответвлением в Дацин (Китай) предусматривает ежегодный экспорт морем 50 млн. т нефти в страны Азиатско-Тихоокеанского региона и на Западное побережье США, а также транспортировку в Китай 30 млн. т нефти в год. Протяженность от Ангарска до Находки –3765 км, диаметр –1220 мм.

3. Проект Западная Сибирь-Мурманск разработан крупнейшими российскими нефтяными компаниями. Необходимость его реализации вызвана возможностью выхода на перспективный рынок Восточного побережья США. До 95%, нефти перерабатываемой на востоке США, импортируется из других стран. Северное направление позволит полностью решить проблему дефицита экспортных мощностей и обеспечить поставку российской нефти кратчайшим морским путем на рынки Северной Европы и США, а также будет способствовать ускоренному обустройству новых нефтяных месторождений на Севере России. В настоящее время рассматриваются два варианта маршрута Западная Сибирь-Мурманск. Первый – длинный (протяженностью3600 км) – пролегает от западносибирских месторождений через владения «ТНК-Нягани», вдоль газопроводов в район Ухты и, соединяясь с участком Усинск-Ухта, идет вдоль имеющегося нефтепровода на Ярославль, а от НПС Нюксеница поворачивает на север к Мурманску. Предварительная стоимость этого проекта оценивается в $ 4,5 млрд.

Протяженность второго маршрута составляет2500 км, и он полностью автономен от имеющейся трубопроводной системы – труба пройдет почти по прямой из Западной Сибири в Мурманск через Белое море, включая подводный участок. По мере продвижения трубопровода на запад его мощность будет нарастать. Так, до Ухты (или Усинска) предполагается проложить трубы диаметром1020 мм, мощность прокачки составит 60 млн. т в год; далее, где в нефтепровод вольется нефть Тимано-Печоры, предусмотрена мощность на уровне 80 млн. т в год при диаметре труб1220 мм.

В перспективе ожидается расширение деятельности ОАО «Транснефтепродукт», которая владеет трубопроводной системой протяженностью около 20 тыс. км. Общий объем транспортировки по этой системе за2011 г. составил 25,6 млн. т нефтепродуктов. Из них на экспорт было отправлено 16,1 млн. т, потребителям внутреннего рынка – 9,5 млн. т. Прирост общего объема транспорта нефтепродуктов по сравнению с2010 г. составил более 730 тыс. т. В ОАО «Транснефтепродукт» разработана стратегия развития трубопроводного транспорта. В ней предусмотрено несколько шагов и мероприятий.

В первую очередь, это реконструкция и техническое переоснащение действующих продуктопроводов с целью повышения надежности и безопасности их функционирования, а также увеличения их пропускной способности.

Вторая стратегическая задача – сооружение новых магистральных нефтепродуктопроводов с выходом к терминалам Балтийского и Черного морей. Из этих двух направлений более перспективным и оптимальным является так называемый «Северный вариант», предполагающий прокладку магистрали протяженностью в1200 кмот Кстово (Нижегородская область) через Ярославль, Кириши в порт Приморск Ленинградской области. На первом этапе реализации этого проекта планируется обеспечить первоначальный объем перекачки 10 млн. т нефтепродуктов в год с последующим наращиванием мощности до 24-26 млн. т в год. Сумма инвестиций для его реализации составляет порядка $ 819 млн. Срок окупаемости этих вложений составит всего 4-5 лет, а для российских нефтяных компаний экономический эффект транспортировки по новому маршруту составит около $ 80 млн. в год, для государственного бюджета – $ 200 млн.

В дальнейшем ОАО «Транснефтепродукт» предполагает приступить к детальной проработке проекта строительства магистрали, связывающей Сызранский, Саратовский и Волгоградский НПЗ с портом в Новороссийске («Южный вариант»). Длина этого трубопровода составит более1500 км, объем транспортировки – около 10 млн. т нефтепродуктов в год. Тем самым предусматривается сооружение и ввод в действие мощной разветвленной системы нефтепродуктопроводов в южном районе страны.

Развитие системы магистральных нефтепроводов должно быть органично связано со строительством новых и расширением действующих нефтяных терминалов в морских портах и сливо-наливных железнодорожных эстакад.

При создании единой транспортной системы необходимо увязать развитие системы магистральных нефтепроводов с программами развития морских портов и железнодорожного транспорта.

6. Системы трубопроводного транспорта и природная среда

Находясь в постоянном взаимодействии с природой, человек все острее ощущает необходимость налаживания таких взаимосвязей с окружающей средой, при которых был бы обеспечен устойчивый экологический компромисс, не нарушающий естественного природного баланса и эволюционного развития планеты. На этом пути человечество имеет огромные неиспользованные резервы.

Такой разумный устойчивый компромисс должен быть найден во «взаимоотношениях» систем трубопроводного транспорта газа, нефти, нефтепродуктов с природной средой. Ни одно инженерное сооружение не связано так тесно с окружающей природой как трубопроводные системы. Это объясняется обширной географией трубопроводного транспорта, огромной протяженностью газопроводов и нефтепроводов, которые пересекли все природно-климатические пояса, подземным расположением линейной части, а также размещением насосных и компрессорных станций в самых разных природных условиях, сообразуясь с гидравлическим расчетом трубопроводов.

Трубопроводные системы уже сейчас накрывают 35% территории, на которой проживает 60% населения страны. На всей этой территории рассредоточены искусственно созданные сооружения, которые находятся в сложном взаимодействии с окружающей средой. Как правило, взаимовлияние трубопроводных комплексов и природной среды носит негативный характер. Отсюда и основная задача, с одной стороны, свести к минимуму техногенные воздействия в период строительства и эксплуатации трубопроводов, с другой — ослабить отрицательное влияние природных компонентов на их надежность и безопасность [11].

В последние годы наметился серьезный поворот в сторону осмысления, изучения и принятия конкретных программ, направленных на защиту природных массивов, целых территорий от различных техногенных воздействий при строительстве и эксплуатации трубопроводов, формирующих потенциальные уровни антропогенного изменения биогеоценозов регионального ландшафта. Создаются отраслевые системы производственного экологического мониторинга. Это продиктовано, с одной стороны, ужесточением природоохранного законодательства с механизмом платного природопользования, основанного на присоединении к Монреальской, Рио-де-Жанейровской и другим экологическим конвенциям ООН устойчивого развития. С другой — появилось понимание того, что человечество очутилось на грани экологической катастрофы и более нельзя приближаться просчетами к этой грани. Как пример такой глубокой осознанности можно привести создание целого ряда общественных экологических организаций, в их числе Российской экологической академии, неправительственного фонда Вернадского и многих других.

В России появилась серьезная экологическая наука и, что отрадно, инженерная экология, которая вооружает конкретными знаниями специалистов, работающих практически во всех сферах народного хозяйства, включая нефтегазовый комплекс.

Исключительно важное значение приобретает задача оптимизации структурно-рациональных ограничений на процессы строительства и эксплуатации с точки зрения минимального воздействия на природный ландшафт, в первую очередь на особо охраняемых территориях. К таким территориям, как известно, относятся субарктические районы Западной Сибири и Европейской части страны, где расположены основные месторождения природного газа и нефти и откуда берут свое начало мощные трубопроводные системы.

Именно в эти районы переместился «центр тяжести экологических проблем», в том числе и трубопроводного транспорта. И это несмотря на, казалось бы, незначительную освоенность территории западно-сибирского нефтегазового комплекса, которая в центральной зоне составляет около 2%, а на севере — менее 1 % территории. Не считая геологоразведки, нефтегазовый комплекс осваивает 11 тыс.км³ северных территорий [11].

Накопленный опыт и знания позволяют успешно решать проблемы снижения уровня и последствий взаимовлияния систем трубопроводного транспорта и природной среды, находить оптимальный компромисс их сосуществования. Причем это касается действующих систем и новых проектов: жесткая, прогрессивная нормативная база, современная концепция технической диагностики трубопроводных геотехнических систем, их своевременный ремонт и реконструкция, технический и экологический мониторинг позволяют повысить надежность и экологическую безопасность трубопроводного транспорта.

Но есть и еще более радикальные меры снижения техногенных нагрузок на природу трубопроводного транспорта и всего нефтегазового комплекса. Прежде всего это тотальная экономия энергоресурсов, сокращение количества сооружений и отвода земли для их размещения, применение высоких современных технологий и оборудования, обеспечивающих сокращение и снижение вредных выбросов, герметичность систем.

Экологическая напряженность коснулась практически всех сфер деятельности человека и остро поставлен вопрос о пересмотре естественных и социально-культурных принципов развития общества в целом, о пересмотре человеческой меры разумности по отношению к природе.

Заключение

Трубопроводные системы России обладают мощным энергетическим потенциалом. Уникальная газотранспортная система имеет протяженность 150 тыс. км, в том числе трубопроводы диаметром 1220-1420 ммсоставляют 60%. На газопроводах работают 249 компрессорных станций общей мощностью 40,2 млн кВт. Годовая производительность единой системы газоснабжения (ЕСГ) страны измеряется в 600 млрд. м³. Помимо внутренних потребителей газ поставляется в 25 зарубежных стран.

Трубопроводная сеть АК «Транснефть» самая крупная нефтепроводная система в мире. Она имеет протяженность 46,8 тыс. км со средним диаметром 860 мм. Средняя дальность трубопроводной поставки нефти — 2000 км. На магистральных нефтепроводах работает 395 насосных станций (НС), резервуарные парки насчитывают 898 резервуаров общей вместимостью 13,1 млн. м³. Трубопроводный транспорт — самый экологически чистый вид транспорта углеводородов, но при условии проектирования, строительства и эксплуатации газопроводов и нефтепроводов на современном технологическом и техническом уровне с соблюдением жесткой экологической дисциплины [11].

Содержание

Введение 3
1. Трубопроводный транспорт 4
2. Развитие трубопроводного транспорта нефти в России 6
3. Современное состояние магистрального трубопроводного транспорта нефтепродуктов 12
4. Транспортировка нефти и газа 16
5. Перспективы развития нефтепроводной системы России 18
6. Системы трубопроводного транспорта и природная среда 25
Заключение 28
Список использованных источников 29