Трубопроводный транспорт сегодня.
Протяженность магистральных трубопроводов России составляет 217 тыс. км, в том числе газопроводных магистралей, включая газопродуктопроводы, – 151 тыс. км, нефтепроводных – 46,7 тыс. км, нефтепродуктопроводных – 19,3 тыс. км. Транспортировка продукции топливно-энергетического комплекса трубопроводным транспортом составляет 30 % общего объема грузооборота. По системе магистрального транспорта перемещается 100 % добываемого газа, 99% добываемой нефти, более 50 % производимой продукции нефтепереработки. В общем объеме транспортной работы (грузооборота) доля газа составляет 55,4 %, нефти – 40,3 %, нефтепродуктов – 4,3 %. На магистральных газопроводах и в подземных хранилищах единой системы газоснабжения эксплуатируется 247 компрессорных станций, 4053 газоперекачивающих агрегата общей установленной мощностью 42 млн. кВт. Подачу газа потребителям обеспечивают 3300 газораспределительных станций. В состав сооружений магистральных нефтепроводов входят 387 нефтеперекачивающих станций, в состав нефтепродуктопроводов – 100 перекачивающих станций, резервуарные парки общей вместимостью 17,43 млн. м3. Надежность систем магистрального трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа является важнейшим фактором стабильности и роста экономического потенциала России. Системы трубопроводного транспорта – это тот рычаг, который позволяет государству регулировать поставки нефтепродуктов на внутренний и внешний рынки. Экспорт газа, нефти и нефтепродуктов в основном осуществляется трубопроводным транспортом, в том числе через морские терминалы. Морские терминалы в Новороссийске и Туапсе могут обеспечить вывоз сырой нефти в объеме 45 млн. тонн в год. Степенью надежности трубопроводов во многом определяется стабильность обеспечения регионов России важнейшими топливно-энергетическими ресурсами. Российские трубопроводные системы наиболее активно развивались в 60-80-е годы. В настоящее время 35 % трубопроводов эксплуатируется более 20 лет, что требует повышенного внимания к их эксплуатационной надежности и технической безопасности. На магистральных нефтепроводах эти проблемы стоят особенно остро. Сегодня, несмотря на снижение загрузки нефтепроводов более чем в полтора раза по сравнению с максимально возможной, опасность аварийных ситуаций не снижается, что ведет к увеличению объема работ по ремонту, реконструкции и техническому перевооружению. В настоящее время возрастной состав магистральных нефтепроводов следующий (в %):менее 10 лет - 7;10...20 лет - 25;20...30 лет - 34;свыше 30 лет - 34.По уровню надежности магистральные нефтепроводы можно разделить на три группы: Нефтепроводы, построенные до 1970 г. Вводились в эксплуатацию в основном без активной защиты от коррозии. Пассивная защита (битумная изоляция) была рассчитана на срок службы 8-12 лет. Фасонные детали нефтепроводов выполняли только сваркой на трассе. Нефтепроводы, построенные в 1970-75 гг. Нефтепроводы преимущественно большого диаметра (1020 и 1220 мм). В проектах уже предусматривались средства электрохимзащиты. Нефтепроводы, построенные после 1975 г. При строительстве использовали детали только заводского изготовления. Во время предпусковых испытаний давление было повышено до заводского испытательного давления, вызывающего в металле труб напряжение, равное 0,90-0,95 нормативного предела текучести. Повышается категорийность отдельных участков нефтепроводов, предусматривается строительство трассовых ЛЭП. В настоящее время магистральные нефтепроводы имеют битумные, полимерные и комбинированные покрытия, нанесенные в трассовых условиях. Нефтепроводы диаметром 1020-1220 мм с полимерными и мастичными (битумными) покрытиями, имеющие срок эксплуатации более 15 лет, отнесены к участкам повышенного риска. Общая протяженность таких участков составляет 7,8 тыс. км. Гарантированный срок службы изоляционных покрытий для нефтепроводов диаметром 820 мм и менее определен в 20 лет, по истечении которого требуются их периодическое обследование и выборочный ремонт. Общая вместимость резервуарного парка системы магистральных нефтепроводов составляет 12,8 млн. м3. По данным ЦНИИпроектстальконструкция им. Мельникова, 70,5 % резервуаров имеют срок эксплуатации более 20 лет. В связи с этим проводятся их комплексное обследование и ликвидация обнаруженных дефектов. В ОАО «АК «Транснефть» разработана и внедрена Комплексная программа диагностики, технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта объектов магистральных нефтепроводов. Внедрение комплексной системы внутритрубной диагностики позволило снизить количество отказов на нефтепроводах по сравнению с началом 90-х годов более чем в 10 раз. Система нефтепродуктопроводов способна обеспечить транспортировку на региональные рынки страны 54,5 млн. тонн нефтепродуктов в год от 13 (из 25) НПЗ России. Кроме того, федеральная система нефтепродуктопроводов позволяет осуществлять транспортировку 7,5 млн. тонн нефтепродуктов от двух НПЗ Белоруссии (Полоцк, Мозырь) и 1,5 млн. тонн от НПЗ Украины (Лисичанск). Жесткие связи с нефтеперерабатывающими заводами, строго ориентированные грузопотоки, незначительная разветвленность сети нефтепродуктопроводов, наличие на всех направлениях развитой сети автомобильных и железных дорог не позволяют системе нефтепродуктопроводов доминировать на рынке транспортных услуг. В настоящее время загрузка системы сохраняется на уровне 21 млн. тонн в год в основном за счет экспорта нефтепродуктов от 12 НПЗ России по нефтепродуктопроводам Унеча – Полоцк – Вентспилс (с участием СП «ЛатРосТранс») и Кириши – Санкт-Петербург, а также с использованием железнодорожных наливных пунктов «Никольское», «Брянск», «Гомель» и «Новоград-Волынский». Кризис в экономике страны, снижение платежеспособности внутреннего товарного рынка, сокращение добычи нефти и производства нефтепродуктов явились объективными причинами сравнительно невысокой среднесетевой загрузки нефтепродуктопроводов, которая в 1999 г. составила только 38,6 % от мощности установленного оборудования. Надежность, экологическая безопасность и снижение аварийности нефтепродуктопроводов обеспечиваются за счет: диагностики и капитального ремонта линейной части, резервуаров и оборудования; технического перевооружения и реконструкции технологического оборудования, систем автоматизации насосных станций, резервуарных парков и телемеханизации линейной части магистральных нефтепродуктопроводов; модернизации существующих и внедрения новых систем пожаротушения резервуарных парков. Однако из-за дефицита средств объемы работ недостаточны. Как показывает анализ современного состояния нефтепродуктопроводов, для увеличения их загрузки, повышения технического уровня и улучшения финансового состояния всех дочерних акционерных обществ ОАО «АК «Транснефтепродукт» необходимы: привлечение к транспортировке дополнительных объемов нефтепродуктов внутреннего рынка и экспорта; создание оптимального технологического запаса нефтепродуктов для сокращения сроков доставки топлива; расширение номенклатуры транспортируемых нефтепродуктов; увеличение объемов реализации нефтепродуктов на наливных пунктах и раздаточных блоках. Решение этих задач будет способствовать повышению эффективности, конкурентоспособности и привлекательности нефтепродуктопроводов. Система магистрального трубопроводного транспорта газа обеспечивает транспортировку всего добываемого в стране газа. В ОАО «Газпром» вопрос технического перевооружения газоперекачивающих станций стоит достаточно остро. До 30 % компрессорных станций физически и морально устарели, более 15 % станций эксплуатируется свыше 25 лет. Вследствие того, что КПД эксплуатируемого парка газоперекачивающих агрегатов (ГПА) в ОАО «Газпром» 23-30 %, на собственные нужды расходуется до 10 % транспортируемого газа. Поэтому до 2015 г. предполагается повысить КПД газотурбинных установок (ГТУ) до 31-.36 %, парогазовых – до 37-.40 %. 3. Перспективы развития трубопроводного транспорта. В целях обеспечения стратегических и экономических интересов России планомерно и комплексно прорабатываются четыре направления экспорта российской нефти и транзита нефти из стран СНГ через территорию России: северобалтийское, каспийско-черноморско-средиземноморское, центрально- европейское и восточно-сибирское. По прогнозам, предполагается рост добычи, переработки и экспорта нефти в России. В ближайшее время планируется увеличить добычу нефти в Тимано-Печорском регионе, а в более отдаленной перспективе – в Каспийском регионе и Восточной Сибири. Проблема экспорта российской нефти из новых регионов может быть решена за счет развития: на западе страны – нового северобалтийского направления; на востоке – тихоокеанского (в ближайшее время) и восточно-сибирского направлений (в долгосрочной перспективе); на юге – каспийско-черноморского направления. Cтратегические и экономические интересы России тесно связаны с увеличением объемов транзита нефти стран СНГ. Транзит нефти будет способствовать как загрузке существующих мощностей системы магистральных нефтепроводов, так и строительству новых трубопроводов. Каспийско-черноморско-средиземноморское направление позволит обеспечить транзит нефти Азербайджана, Казахстана, Туркмении через территорию России и увеличить объем экспорта российской нефти через нефтяные терминалы в Новороссийске (Шесхарис), Новороссийске-II (Южная Озерейка), Туапсе. Планируется довести пропускную способность нефтепровода Баку – Тихорецк до 17 млн. т нефти в год, реконструировать терминал «Шесхарис» и участок нефтепровода Тихорецк – Новороссийск, завершить строительство нефтепровода Каспийского трубопроводного консорциума.
Проект Балтийской трубопроводной системы (БТС) имеет большое значение не только для ОАО «АК «Транснефть», но и для всей российской экономики, поскольку создается новое экспортное направление для транспортировки российской нефти и транзита нефти стран СНГ до 60 млн. т в годБТС позволит уменьшить затраты добывающих компаний на транспорт нефти на экспорт. Центрально-европейское направление традиционно для России. Нефть транспортируется по двум маршрутам: северному – в Польшу и Германию, и южному – на нефтеперерабатывающие заводы Чехии, Словакии, Венгрии, Хорватии и Югославии. Планируется продлить маршрут через порт Омишаль на рынок Средиземноморья по системе нефтепроводов «Дружба» и «Адрия». Перспективу развития северного маршрута нефтепровода «Дружба» при недостаточной сырьевой базе в России целесообразно рассматривать в связи с транспортировкой нефти Прикаспийского региона (Казахстана). Кроме того, в связи со стабилизацией (около 28 млн. т в год) потребления российской нефти нефтеперерабатывающими заводами Германии и Польши дальнейшее развитие северного маршрута нефтепровода «Дружба» целесообразно лишь при условии поставок на европейский рынок нефти из стран СНГ.Развитие южного маршрута нефтепровода «Дружба» можно рассматривать при условиях заинтересованности стран транзита и согласования единого тарифа до порта Омишаль. Восточно-сибирское направление связано с бурным развитием промышленности стран Азиатско-Тихоокеанского региона, прежде всего Китая, и возникновением здесь нового платежеспособного рынка. Поэтому весьма перспективной представляется реализация проекта поставки российской нефти в Китай. Основные направления развития нефтепродуктопроводов ОАО «АК «Транснефтепродукт» до 2010 года определены на основании прогнозных оценок объемов добычи и переработки нефти, производства и потребления нефтепродуктов, представленных в Энергетической стратегии России до 2020 года. Анализ потребления нефтепродуктов в регионах России и прогнозная оценка экспортных потоков при условии сохранения существующих рынков и зон влияния нефтяных компаний позволяют предположить следующие объемы трубопроводного транспорта нефтепродуктов: 2010 г. – 27...29 млн. т, из них на внутренний рынок – 10-11 млн. т, на экспорт – 17...18 млн. т. Основными задачами ОАО «АК «Транснефтепродукт» на перспективу являются: сохранение и развитие действующей системы нефтепродуктопроводов, поддержание ее в работоспособном состоянии, обеспечение надежности, промышленной и экологической безопасности; реконструкция и техническое перевооружение действующих нефтепродуктопроводов с целью увеличения загрузки; увеличение разветвленности действующих нефтепродуктопроводов и создание новых направлений трубопроводного транспорта нефтепродуктов; совершенствование тарифов и структуры издержек производства. Увеличение разветвленности и создание новых направлений позволят не только повысить загрузку действующей нефтепродуктопроводной сети, но и будут способствовать реализации программы развития портов России, цели которой – реконструкция действующих и строительство новых морских перевалочных комплексов на российском побережье Балтийского и Черного морей. Строительство новых нефтепродуктопроводов и развитие морских терминалов обеспечат для производителей снижение затрат на экспорт нефтепродуктов. С учетом расположения нефтеперерабатывающих заводов и конфигурации нефтепродуктопроводной сети обозначены основные грузопотоки светлых нефтепродуктов: к портам Черного моря – от Волгоградского, Сызранского, Саратовского, Уфимского, Омского и Лисичанского нефтеперерабатывающих заводов; к портам Балтийского моря – от Ярославского, Пермского, Уфимских, Самарских, Рязанского, Московского и Киришского нефтеперерабатывающих заводов.Реализация этих инвестиционных предложений позволит не только повысить загрузку действующей трубопроводной сети ОАО «АК «Транснефтепродукт», но и подключить к ней предполагаемые к строительству новые нефтепродуктопроводы: в южном направлении - магистральный нефтепродуктопровод Сызрань – Саратов- Волгоград -Туапсе (Новороссийск). Протяженность трассы - 1600 км, объем транспортировки нефтепродуктов - до 6 млн. т; в северо-западном направлении – магистральный нефтепродуктопровод Ярославль – Солнечногорск – Тверь – Батарейная. Протяженность трассы – около 1400 км, объем транспортировки – до 5 млн. тонн; нефтепродуктопровод Красный Бор – Бронка. Протяженность – 80 км, объем транспортировки светлых нефтепродуктов – 3 млн тонн; нефтепродуктопровод Пермь – Альметьевск – Запад. Протяженность трассы – 530 км, объем транспортировки – до 5 млн. тонн. Необходимо отметить, что предполагаемые к строительству нефтепродуктопроводы позволят, помимо формирования направления потоков экспорта с учетом стратегических интересов России, увеличить число регионов, поставка нефтепродуктов в которые будет осуществляться трубопроводным транспортом (Тверская, Владимирская, Смоленская, Новгородская, Саратовская, Волгоградская области, Краснодарский край и другие регионы Северного Кавказа). Реализация перспективных направлений позволит к 2010 г. создать разветвленную сеть нефтепродуктопроводного транспорта России протяженностью более 23 тыс. км с подключением 17 из 25 нефтеперабатывающих заводов. Пропускная способность сети составит более 40 млн. тонн светлых нефтепродуктов. Использование трубопроводного транспорта нефтепродуктов экономически целесообразно. Тарифы на транспорт по системе трубопроводов останутся ниже тарифов на железнодорожные перевозки, что позволит: ликвидировать разбалансированность транспортных связей путем рационализации транспорта нефтепродуктов; снизить транспортную составляющую цены экспортных нефтепродуктов, повысив эффективность экспорта; повысить безопасность и обороноспособность России, а также уменьшить экономическую зависимость от стран транзита. Газотранспортная система России получит дальнейшее развитие через реализацию таких известных проектов, как «Голубой поток», Ямал – Запад, Североевропейский газопровод, Китайский газовый проект.
Проект «Голубой поток» предусматривает сооружение магистрального газопровода протяженностью 1213 км. Сухопутный участок газопровода прошел от района Изобильное Ставропольского края до г. Джубга Краснодарского края на побережье Черного моря. Морской участок газопровода протяженностью 396 км проложен по дну Черного моря на глубине 2150 м до турецкого г. Самсун. Протяженность газопровода, сооруженного турецкой стороной, от Самсуна до Анкары около 450 км. Пропускная способность газопровода до 16 млрд. м3, подача газа началась в 2001 году.
Газопровод Ямал – Запад. Строительство газотранспортной системы Ямал – Запад ОАО «Газпром» осуществляет с учетом прогнозируемого развития европейского рынка и больших потенциальных экспортных возможностей России, а также требований повышения надежности поставок. Газопровод будет иметь протяженность 5350 км (до границы с Германией) и пропускную способность около 65 млрд. м3 (к 2010 году). К настоящему времени завершены необходимые работы на территории Германии, Польши, Белоруссии. Ведется строительство участка на территории европейской части России. Вместе с тем строительство участка газопровода с полуострова Ямал откладывается до 2015 года. Североевропейский газопровод предназначен для подачи российского природного газа в Западную Европу по новому маршруту: через регион Балтийского моря на побережье Германии. Он позволит обеспечить диверсификацию экспортных потоков газа и возможность маневрирования, а также соединить российских поставщиков газа с потребителями – странами ЕС. Общая протяженность трасс североевропейского газопровода варьируется от 1400 до 1600 км, наибольшая длина морского участка газопровода от российского побережья до Германии составит около 1200 км. Это будет наиболее протяженный из когда-либо построенных в мире морских газопроводов. Подача российского газа в Китай. Технико-экономическое обоснование строительства газопровода в Китай выполняется в рамках утвержденного графика в соответствии с Генеральным соглашением, подписанным российской и китайской сторонами. Предполагается, что ОАО «Газпром» выступит координатором работ, связанных с созданием газотранспортной системы. В 2007 году произошло объединение Транснефти и Транснефтепродукта, что позволит государству успешнее решать все перечисленные проблемы в интересах устойчивого развития российской экономики.