Современное состояние

Современное состояние системы нефтепроводного транспорта России сложилось, с одной стороны, в ходе ее постепенного развития на протяжении последних 50 лет, а с другой, в результате разделения единой системы нефтеснабжения на национальные подсистемы при распаде СССР.

Первоначальный, достаточно длительный период, когда нефтепереработка была сосредоточена в районах добычи нефти, закончился в начале 60-х годов. Его итогами были, как правило, локальные сети нефтеснабжения Волго-Уральского региона, сформированные нефтепроводами диаметром до 500 мм и небольшой протяженности, а также первый экспортный нефтепровод «Дружба -I».

С момента открытия и начала разработки нефтяных месторождений Западной Сибири основной концепцией стало размещение нефтепереработки в местах массового потребления нефтепродуктов, отдаленных от мест добычи на тысячи километров. Такая стратегия потребовала сооружения сверхдальних нефтепроводов диаметром 1020... 1220 мм, которые в основном определяют нынешний облик нефтепроводного транспорта России и стран СНГ.

После распада СССР в остальных странах оказались локальные нефтепроводы, либо транзиты, обслуживающие Россию.

Современная сеть нефтепроводов России, по которым нефть различных месторождений поступает на отечественные НПЗ и на экспорт, составлена из трубопроводов следующих направлений (рис. 12.1):

- северо-западного направления (Альметьевск-Горький-Рязань-Москва; Горький-Ярославль-Кириши);

- «Дружба» (Куйбышев-Унеча- Мозырь-Брест; Мозырь-Бро-ды-Ужгород; Унеча-Полоцк-Венспилс);

- западного направления (Усть-Балык-Курган-Уфа- Альметьевск; Нижневартовск-Курган-Куйбышев; Сургут-Горький-Полоцк);

- восточного направления (Александроское-Анжеро-Суд-женск-Красноярск-Иркутск);

- южного направления (Усть-Балык-Омск-Павлодар);

- юго-западного направления (Куйбышев-Лисичанск-Кременчуг-Херсон; Куйбышев-Тихорецк-Новороссийск; Тихорецк-Туапсе).

Управление российскими нефтепроводами осуществляет акционерная компания «Транснефть», образованная по Указу Президента РФ от 17.11.92 № 1403 и Постановлению Совета Министров РФ от 14.08.93 № 810. Совет директоров компании назначается Правительством РФ в составе: президент АК «Транснефть», три представителя государства (от Минтопэнерго, Госкомимущества и Госкомитета по антимонопольной политике) и три генеральных директора крупнейших предприятий нефтепроводного транспорта.

Рис. 12.1. Схема трубопроводов АК "Транснефть"

Функциями АК «Транснефть» являются: централизованное управление поставками, учет ресурсов нефти, ведение перекачки нефти по транзитным нефтепроводам, управление нештатными ситуациями, контроль технологической дисциплины и управление централизованными средствами.

В состав Компании входит 10 нефтепроводных предприятий:

Балтнефтепровод (г. С.-Петербург)

Верхне-Волжские МНП (г. Новгород)

Дружба (г. Брянск)

МНП Центральной Сибири (г. Томск)

Приволжские МНП (г. Самара)

Северные МНП (г. Ухта)

Северо-Западные МНП (г. Бугульма)

Сибнефтепровод (г. Тюмень)

Транссибирские МНП (г. Омск)

Уралсибнефтепровод (г. Уфа)

Черноморские МНП (г. Новороссийск),

институт по проектированию магистральных трубопроводов Гипротрубопровод, Центр технической диагностики, а также предприятия Подводтрубопроводстрой, Стройнефть и Связьнефть.

Нефтепроводные предприятия большинства государств, ставших независимыми после распада СССР, фактически продолжают координировать свою деятельность с Компанией.

По состоянию на 1 января 2000 г. АК «Транснефть» эксплуатирует 46,7 тыс. км магистральных нефтепроводов диаметром от 400 до 1220 мм, 393 нефтеперекачивающие станции, 867 резервуаров общей емкостью 12,7 млн. м^:!. Магистральные трубопроводы диаметром 800... 1220 мм составляют более половины протяженности трубопроводов системы и обеспечивают транспорт 97 % добываемой в России нефти. Средний диаметр нефтепроводов АК «Транснефть» составляет свыше 800 мм; средняя дальность перекачки равна 2300 км; 20 % действующих нефтепроводов базируется на месторождениях нефти в Западной Сибири.

Действующие нефтепроводы имеют достаточно солидный «возраст»: до 20 лет эксплуатируются 45,7 % из них, от 20 до 30 лет -29 %, свыше 30 лет - 25,3 %. В связи с этим актуальными являются вопросы их обслуживания и ремонта. Практически весь комплекс профилактических и ремонтно-восстановительных работ на всех объектах магистральных нефтепроводов Компания выполняет собственными силами и средствами. В состав нефтепроводных предприятий входят 190 аварийно-восстановительных пунктов, 71 ремонтно-восстановительная колонна для выполнения капитального ремонта линейной части, 9 центральных (региональных) баз производственного обслуживания и ремонта и 38 баз производственного обслуживания. Созданный в мае 1991 г. Центр технической диагностики к 1995 г. обеспечил диагностику 25 % магистральных нефтепроводов, что обеспечило их своевременный ремонт во избежание аварий.

В табл. 12.1 приведены сведения о крупнейших нефтепроводах в системе АК «Транснефть». Для сравнения в табл. 12.2 дана информация о крупнейших нефтепроводах в различных странах мира. Как видно из сравнения табл. 12.1 и 12.2, крупнейшие нефтепроводы мира сосредоточены, в основном, в нашей стране. А сама система нефтепроводов АК «Транснефть» является уникальной и не имеет аналогов в мире.

Перспективы развития нефтепроводного транспорта России связаны с осуществлением проектов транзита нефтей Тенгизского месторождения (Казахстан) к Черному морю, экспорта нефтей Республики Коми и Архангельской области через новый терминал на Финском заливе Балтийского моря, а также экспортом нефтей Восточной и Западной Сибири в Китай и другие страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР).

Первый из этих проектов реализуется Каспийским трубопроводным Консорциумом (КТК), учрежденным правительствами Казахстана, Султаната Оман и России.

В соответствии с достигнутым соглашением построен нефтепровод диаметром 1020 мм протяженностью 1580 км и нефтеналивной причал в районе Новороссийска. Вкладом России и Казахстана являются уже построенные участки нефтепровода, Оман финансирует новое строительство с привлечением кредитов.

Проектная пропускная способность нефтепровода и терминала 62 млн. т/год. Она соответствует максимальному развитию добычи в Западном Казахстане в ближайшие 20 лет с учетом подключения месторождений Карачаганак, Жоножол и добычи в Прикаспийских районах России.

Таблица 12.1 Крупнейшие нефтепроводы в системе АК "Транснефть"

При минимальном объеме поставки 8,3 млн. т/год капитальные вложения окупятся за 9 лет.

Второй проект связан с обеспечением прямого выхода на экспорт более 10 совместных предприятий, добывающих нефть в Республике Коми и Архангельской области. Одновременно решается стратегическая задача формирования нового экспортного направления на Балтийском море.

На первом этапе предполагается использовать мощности нефтепровода Ярославль-Кириши и построить новый нефтепровод диаметром 720 мм, пропускной способностью 7 млн. т/год в район северного побережья Финского залива, используя на этом этапе морской терминал Котка и нефтеперерабатывающий завод в Порвоо (Финляндия).

На втором этапе предусматривается сооружение российского наливного причала в Приморске и строительство нового нефтепровода пропускной способностью 20 млн. т/год от г. Торжок (ответвление от действующего нефтепровода Сургут-Полоцк). Это обеспечит прямой выход нефти Республики Коми и Архангельской области на экспорт в Северную Европу.

Организационно весь проект предполагается оформить в виде консорциума с финансированием международными институтами под гарантии поставок нефти по данному направлению.

В рамках третьего проекта решается задача выхода на рынки сбыта нефти в Китае, Корее, Японии и других странах АТР. Трасса нового нефтепровода диаметром 900 мм и длиной 2400...2550 км будет начинаться в районе Иркутска, обогнет с юга озеро Байкал и пересечет территорию Монголии. 30 нефтеперекачивающих станций обеспечат транспортировку в Китай около 30 млн. т нефти в год.