Магистрально-трубопроводные системы

          К трубопроводному  транспорту относятся магистральные  нефти - и газопроводы, а также  продуктопроводы. Значимость трубопроводного  транспорта для Российской Федерации  определяется значительной удаленностью  основных месторождений нефти  и газа от потребителей,

 

 

-7-

а также высокой долей нефти, нефтепродуктов и газа в экспортном балансе России.

     Трубопровод – это  магистраль из стальных труб  диаметром до 1500 мм. Укладывают на  глубину до 2,5 метров. Нефтепроводы  оснащены оборудованием для обезвоживания и дегазации нефти, оборудованием для подогрева вязких сортов нефти. На газопроводах - установки для осушения газа, для одоризации (придание газу резкого запаха) и распределительные станции. Для поддержания необходимого давления устанавливают специальные перекачивающие станции. В начале магистрали – головные, затем через каждые 100 – 150 км - промежуточные. Протяженность магистральных трубопроводов России составляет 217 тыс. км., в т.ч. 151 тыс. км газопроводных магистралей, 46,7 тыс. км. нефтепроводных, 19,3 тыс.км. нефтепродуктопроводных. В состав сооружений трубопроводного транспорта входят 487 перекачивающих станций на нефти - и нефтепродуктопроводах, резервуарные парки вместимостью 17,4 млн. куб.м., а также 247 компрессорных станций, 4053 газоперекачивающих агрегата и 3300 газораспределительных станций. По магистральным трубопроводам перемещается 100% добываемого газа, 99% нефти, более 50% продукции нефтепереработки. В общем объеме грузооборота трубопроводного транспорта доля газа составляет 55,4%, нефти – 40,3%, нефтепродуктов – 4,3%.

     Преимущества трубопроводного  транспорта:

  - Возможность повсеместной  укладки трубопровода.

  - Низкая себестоимость транспортировки.

  - Сохранность качества благодаря  полной герметизации трубы.

  - Меньшая материалов и капиталоёмкость.

  - Полная автоматизация операций  по наливу, перекачки, транспортировки  и сливу.

  - Малочисленность персонала. 

  - Непрерывность процесса перекачки.

  - Отсутствие отрицательного  воздействия на окружающую среду.

Главным недостатком является его узкая специализация, также для рационального использования требуется мощный устойчивый поток перекачиваемого груза.

Современное состояние магистрального трубопроводного транспорта нефтепродуктов (далее МТТНП)

     Сеть 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 (Омский, Новойл, Уфимский, Уфанефтехим, Куйбышевский, Новокуйбышевский, Московский, и другие) на экспорт и внутренним потребителям России. К системе МТТНП подключены также два НПЗ Белоруссии (Мозырский и Ново-Полоцкий НПЗ).

     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 %. 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. Обратимся к фактам.

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

 

 

-8-

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. 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, о чем говорят результаты обследований, проведенных с помощью магнитного снаряда МFL и ультразвукового снаряда СD. 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 замена 1580 км. труб и 3000 км. изоляции. Реальные же цифры таковы: 1996 г. — 712 км., 1997 г. — 796, 1998 г. -  591, 1999 г. - 751. В 2000 году в результате капитального ремонта и реконструкции заменено 600 км труб и 820 км изоляционного покрытия. Данная ситуация, обусловленная недостаточным финансированием, чревата ростом вероятности отказов и аварий. Предмет особого внимания — 657 подводных переходов магистральных нефтепроводов. Более 200 из них (общей протяженностью более 450 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. В 2000 г. ЗАО «ПИРС» по договору с компанией провело анализ состояния подводных переходов магистральных нефтепроводов. Первоочередного ремонта требуют 100 подводных переходов.

      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 до 820 мм. Между тем, если в 1998 г. доля ремонтируемых нефтепроводов больших диаметров в целом по системе составляла 32%, то в 2000 г. уже 45%, а в 2001 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 282 насосных станциях.

     Основной объем работ  по телемеханизации линейной  части был выполнен в 1976—1984 гг. К 2000 г. протяженность линейной части нефтепроводов, оборудованных системами телемеханики, составила 71% (более 33 тыс. км. в однониточном исчислении). В этой ситуации невозможно

 

 

-9-

перевести в режим телеуправления 2705 линейных задвижек.

Требуется замена морально и физически  устаревшей системы телемеханики. Для  того чтобы к 2005 г. теле 100% линейной части системы магистральных  нефтепроводов, компании необходимо увеличить  в три раза объем финансирования данных работ.

      Назрела необходимость серьезной реконструкции линий связи (РРЛС). Их общая протяженность составляет 41 535 км., свыше 50% из них служат уже более 20 лет. Около 5,5 тысячи км. нефтепроводов, таких, например, как Ухта-Ярославль, Игольское—Парабель, Субханкулово—Салават и др., полностью лишены технологической связи. Применяемые системы связи большей частью аналоговые, с каналообразующим оборудованием введены в эксплуатацию в 1960—1970 гг. Встречаются автоматические телефонные станции, чей возраст превышает 20 лет. Отработали свой нормативный срок и не отвечают современным техническим требованиям кабельные линии (общей протяженностью 2,9 тыс. км.) на напряжение от 0,4 до 10 кВт., не имеют электроснабжения 554 площадки запорной арматуры линейной части, из них 101 площадка секущих задвижек на подводных переходах. Для того чтобы в течение трех лет сети электроснабжения объектов магистральных нефтепроводов и электро. и химзащиты привести в состояние, отвечающее действующим нормативным документам, необходимо построить и реконструировать 9,8 тыс. км. высоковольтных линий электропередачи, заменить не менее 870 км. кабельных линий, ежегодно реконструировать не менее 34 зарядно-распределительных устройств.

      Таковы в общем,  плане результаты анализа технического  состояния системы магистральных нефтепроводов, проведенного компанией в 2000 г. Подводя итог сказанному, следует отметить, что в 2000 г. компанией была выполнена значительная работа по обеспечению надежности системы магистральных нефтепроводов. Эта работа осуществляется в соответствии с комплексными планами диагностики, капитального ремонта и реконструкции объектов магистральных нефтепроводов, ежегодно разрабатываемых в компании, а также с программой оптимизации производственных мощностей.

Современные планы развития трубопроводного транспорта.

На саммите трех стран в Сочи, который состоялся в последний  день лета, Владимир Путин проинформировал  канцлера Германии Герхарда Шредера  и президента Франции Жака Ширака о планах России по развитию трубопроводной системы страны, – сообщает "Вслух. Ру" со ссылкой на пресс-центр "Транснефти".

     Глава государства  отметил, что "правительство  РФ создает условия для наращивания  экспорта энергоресурсов, стимулируя  развитие трубопроводного транспорта". Также европейским коллегам Президента было рассказано о строительстве Балтийской трубопроводной системы (БТС), о разработке Северного газопровода и подготовке технико-экономического обоснования трубопровода Тайшет-Находка."

     Лидерам Германии и Франции было важно услышать не просто заверения российского руководства, но и узнать о его конкретных шагах, направленных на наращивание добычи и экспорта энергоресурсов", – отметил помощник Президента Сергей Приходько. Он пояснил, что тема энергоносителей в ходе встречи "тройки" возникла в связи с обсуждением ситуации в Ираке и на Ближнем Востоке, которая влияет на стабильность и непрерывность поставок нефти на мировой рынок. "В связи с этим президент РФ напомнил своим коллегам, что Россия никогда не срывала своих обязательств по поставкам газа и такой же позиции придерживается и в отношении поставок нефти", – сказал Приходько.

     В настоящее время  известно несколько проектов  строительства новых нефтепроводов,  которые могут соединить Россию  и Прикаспийский регион с Персидским заливом для поставок нефти в Азиатско-Тихоокеанский регион. Рассмотрим эти проекты, причем главной оцениваемой величиной будет качество нефти и, следовательно, ее возможная конкуренция на рынке потребителя. Проект «Россия-Казахстан предусматривает поставку российской, казахстанской и туркменской нефти на иранские НПЗ и возможность поставки нефти через Персидский залив в страны Азиатско-Тихоокеанского региона, для реализации проекта планируется не только использовать существующие нефтепроводы, но и построить новые нитки по

 

 

-10-

маршруту Павлодар—Чарджоу—Туркменбаши – Нека - Тегеран.

Проектом «Россия—Казахстан—Туркмения - Иран», предусматривается поставка в район Персидского залива нефтей России, Казахстана и Туркмении. Для  подачи нефти в Персидский залив потребуется дальнейшее развитие нефтепровода Самара—Атырау в направлении Туркменбаши – Нека – Тегеран. Россия имеет возможность самостоятельного выхода в Иран через Каспийское море, следовательно, без геополитического влияния транзитных государств. Непосредственный выход нефтей России в Иран возможен в следующих вариантах: танкерные перевозки Волга— Каспийское море—Нека (Иран) или строительство подводного трубопровода «Северный Каспий—присоединение к иранским нефтепроводам». В этих случаях на выходе в портах Персидского залива можно получить нефти сорта «Юралс, что может заинтересовать как российских производителей, так и Иран. Транспортировка российской нефти из регионов Северной и Центральной Сибири в южном направлении с учетом ожидаемой добычи на шельфе Арктики, без сомнения, перспективна. При разработке проектов этого направления необходимо учитывать возможную конкуренцию производителей других регионов. Важнейшим аргументом при выборе конкретного проекта будет качество поставляемой сырой нефти.

Россия может участвовать в  различных проектах поставки нефти  в южном направлении как в  консорциуме с транзитными государствами, так и самостоятельно. Качество поставляемой нефти в значительной степени  будет влиять на результаты конкуренции и, следовательно, определять эффективность маршрута транспортировки. Проект <Россия—Иран> позволит исключить промежуточный транзит и сделать поставки российской нефти в страны Азиатско-Тихоокеанского региона выгодными для России.

      28 марта 2005 года специалисты ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" подключили газопровод "Находка - Ямбург" к магистральному газпромовскому трубопроводу "Ямбург - Тула-1 - Тула-2". Это завершающий этап подготовки к вводу в эксплуатацию Находкинского месторождения, расположенного на Гыданском полуострове ЯНАО. По данным пресс-службы "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь", работы по сооружению газопровода осложняла водная преграда: дюкерный переход протяженностью более 22 километров был уложен на 9 метров ниже дна Тазовской губы и ее пойменной части. При этом применена новейшая технология укладки трубы, успешно выдержавшая государственную и независимую экологическую экспертизы.

В марте проведена опрессовка линейной части газопровода и его двухниточного  дюкерного перехода. Торжественная  церемония ввода в эксплуатацию Находкинского месторождения состоится 4 апреля. Его запасы оцениваются в 275 миллиардов кубометров газа, а среднесуточная добыча в первые месяцы составит около 10 миллионов кубометров газа, сообщило "Уралинформбюро".