Организация транспортировки нефти и нефтепродуктов на примере предприятия Транснефть

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

транспортировку. Однако не все морские порты в состоянии принять у себя супер-танкер. Для таких гигантов нужны глубоководные порты. Так, например, большинство российских портов из-за ограничений по фарватеру не способно принимать танкеры с дедвейтом более 130-150 тысяч тонн.

Грузовые помещения танкера разделены несколькими поперечными и одной-тремя продольными переборками на резервуары - танки. Некоторые из них служат только для приема водного балласта. Доступ к танкам можно получить с палубы - через горловины небольшого размера с плотными крышками. Для снижения риска утечки нефти и нефтепродуктов в результате аварий в 2003 году Международная морская организация одобрила предложения Евросоюза об ускорении вывода из эксплуатации однокорпусных нефтяных танкеров. Уже с апреля 2008 года запрещены перевозки всех тяжелых видов топлива

<http://www.samnipineft.ru/index.php?id=82> на судах, не оборудованных двойным корпусом.

Нефть и нефтепродукты загружают в танкеры с берега, а разгрузку ведут при помощи корабельных насосов и трубопроводов, проложенных в танках и вдоль палубы. Однако супертанкеры дедвейтом более 250 тысяч тонн, как правило, просто не могут зайти в порт, будучи полностью загруженными. Их заполняют с морских платформ и разгружают, перекачивая жидкое содержимое на танкеры меньшего размера.

Сегодня моря и океаны мира бороздят более 4000 танкеров. Большинство из них принадлежат независимым судоходным компаниям. Нефтяные корпорации заключают с ними договоры фрахтования

<http://www.samnipineft.ru/index.php?id=249>, получая право на использование судна.

Танкеры, как правило, перевозят нефть по определенным наиболее экономически обоснованным маршрутам. Некоторые маршруты включают узкие места (каналы, проливы), которые из-за своей уязвимости становятся критически важными географическими точками, обращающими на себя повышенное внимание. Из-за того, что там проходят очень большие объемы нефти, любые угрозы бесперебойных поставок в этих точках ведут к значительным последствиям на рынке нефти. В таких точках концентрируются геополитические интересы многих стран. К таким важным узким местам в транспортировке нефти относятся:

Ормузский пролив - в настоящее время является важнейшим проливом, через который провозится порядка 20 процентов мировой добычи нефти. Пролив находится между Ираном и Объединенными Арабскими Эмиратами и соединяет Персидский залив с Оманским заливом, предоставляя выход ближневосточной нефти в Индийский океан.

Малаккский пролив - пролив, соединяющий Индийский и Тихий океаны. Это кратчайший путь для ближневосточной нефти на азиатский рынок.

Суэцкий канал - соединяет Средиземное и Красное моря. Баб-эль-Мандебский пролив - расположен между берегами Йемена и

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Сомали. Благодаря наличию Суэцкого канала является связующим звеном между Средиземным морем и Индийским океаном.

Турецкие проливы - Босфор и Дарданеллы - чрезвычайно загруженный торговый морской путь. Активно используются для транспортировки нефти из Каспийского региона в Западную и Восточную Европу.

Панамский канал - узкий перешеек между Южной и Северной Америками. Большие танкеры не могут проходить через этот канал из-за его недостаточной глубины, поэтому перевозка нефти через этот канал осуществляется в незначительных объемах.

Датские проливы - система проливов между Скандинавским и Ютландским полуостровами. Проливы чрезвычайно важны для российского экспорта нефти и нефтепродуктов в Европу. Датские проливы являются основным морским путём, соединяющим порты Балтийского моря с портами мирового океана.

По объемам транспортируемой нефти Ормузский и Малаккский проливы - две мировые стратегические точки, наиболее чувствительные к любым перебоям в их функционировании.

3. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОЙ И ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ В ПРОЦЕССЕ ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ

Экологический аспект проблемы повышения конструктивной надёжности магистральных трубопроводов тесно связан с особенностями трубопроводного транспорта.

Наибольшую потенциальную опасность для окружающей среды представляют магистральные нефтегазопроводы. Поэтому поиск эффективных путей, направленных на гарантированное обеспечение конструктивной надёжности трубопроводов, - весьма актуальная задача.

Надёжность нефтепровода - это основной фактор обеспечения его безопасности для окружающей среды. Магистральный трубопровод представляет собой систему последовательно соединенных элементов - труб, трубных деталей, арматуры. Поэтому отказ любого из них приводит к аварийным ситуациям. Наибольшая вероятность отказов падает на трубы и сварные соединения, выполняемые при строительстве трубопровода.

Магистральные трубопроводы являются уникальными сооружениями из-за их большого диаметра и производительности, их энергетической мощности.

Рассматривая проблему работоспособности и надёжности трубопроводов, следует отметить уникальный характер и интенсивность взаимодействия этих сооружений с окружающей средой, протяженность прокладки в различных климатических и гидрогеологических условиях, площадь поверхности контакта с грунтом, массу транспортируемого продукта, его теплосодержание и количество вносимого тепла (холода) в грунт, пересечение множества естественных и искусственных преград. Уникальность состоит в том, что трубопроводы (особенно больших

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

диаметров) постоянно в течение всего срока службы во всех своих частях испытывают значительные внутренние напряжения, близкие к нормативным характеристикам прочности металла. Поэтому даже незначительные отклонения действительных условий от принятых за исходные в расчетах приводят систему в состояние предельного состояния.

Конструктивной надёжностью трубопровода является его свойство сохранять потенциальную способность выполнять заданные функции в течение требуемого промежутка времени. Указанная способность, в свою очередь, раскрывается через систему объективных критериев качества трубопровода, обусловливающих его нормативную работоспособность в режиме активного воздействия эксплуатационных факторов, в число которых входят также факторы окружающей среды. С этой точки зрения, конструктивная надёжность, как свойство трубопроводной конструкции, должна удовлетворять экологическим критериям, поскольку полная или частичная утрата трубопроводом его работоспособности неизбежно сопровождается отрицательным воздействием на окружающую среду.

Расчетные модели конструктивной надёжности трубопроводов должны строиться с учетом экологических ограничений. Количественной мерой таких ограничений должны быть значения предельных допустимых воздействий, оцениваемых по всем компонентам окружающей природной среды, находящимся в контакте с трубопроводом.

Конструктивная надёжность трубопровода, как критерий его экологической безопасности, опирается на систему нормированных количественных показателей, определяющих уровень работоспособности трубопровода в реальном диапазоне эксплуатационных нагрузок и воздействий.

В этой связи можно считать, что экологическая безопасность трубопровода является объективной мерой его эксплуатационных свойств, обеспечиваемых в процессе проектирования, строительства и эксплуатации трубопровода.

Поэтому проблему обеспечения экологической безопасности при использовании трубопроводных конструкций следует рассматривать в контексте с вопросами формирования показателей надёжности на всех этапах "жизненного цикла".

Экологическая надёжность трубопроводов - собирательное понятие для обозначения совокупности свойств, определяющих качество функционирования объекта. Магистральный трубопровод представляет собой сложную техническую систему с восстанавливаемыми и резервированными элементами. Под экологической надёжностью магистральных трубопроводов следует понимать их свойство сопротивляться внешним и внутренним нагрузкам и воздействиям, сопутствующим транспортировке продукта без нарушения герметичности при соблюдении правил эксплуатации, технического обслуживания и ремонта.

Повышение конструктивной надёжности магистральных трубопроводов во многом способствует повышению их функциональной

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

надёжности. Важность проблемы надёжности магистральных трубопроводов, прежде всего, связана с возросшей ролью трубопроводного транспорта в экономике страны.

Современные магистральные газо- и нефтепроводы качественно изменились: выросла их энергетическая мощность, строятся они в разнообразных почвенно-климатических условиях, причем основные объёмы строительства трубопроводов перемещаются в арктические и субарктические, сильно заболоченные районы Западной Сибири и европейского Севера. Увеличение диаметра трубопроводов и повышение давления транспортируемого продукта, с одной стороны, увеличивает запас кинетической энергии, способной вызывать высокие напряжения в стенках труб, а в газопроводах - лавинные разрушения, с другой стороны, потери продукта при аварийных разрушениях таких трубопроводов резко возрастают.

К тому же увеличение диаметра и протяженности нефтепроводов и газопроводов, прокладка их в труднодоступных местах на Крайнем Севере, в болотах Западной Сибири привели к увеличению времени ликвидации аварий.

Кроме того, с увеличением средней дальности трубопроводов, которая уже превысила тысячи километров, естественно, повышается и вероятность отказов.

Помимо прямой потери продукта при авариях, недодача сырья и топлива потребителям, продолжительные остановки в работе влекут за собой чрезвычайно большие экономические потери за пределами собственно трубопроводной системы. Вынужденная остановка промыслов и предприятий-потребителей нефтегазового сырья и топлива - может обойтись

вдесятки раз дороже, чем прямые потери от аварийных ситуаций в системе трубопроводного транспорта. Поэтому в связи с тем, что повышение надёжности приводит и к дополнительным материальным затратам, а недооценка надёжности - к большим убыткам от аварий и экологическим катастрофам, следует искать оптимальные решения.

Проблема надёжности магистральных трубопроводов многопланова и в настоящее время еще не имеет четкого теоретического и методологического выражения. Не разработана оценка уровня надёжности и не определены конкретные мероприятия по обеспечению ее требуемого уровня. Нет систематизированных данных по расчету надёжности проектируемых трубопроводов, а также удобных для практики методик расчетов погрешности результата при расчете надёжности трубопроводных систем.

Сточки зрения обеспечения экологической надёжности трубопроводов

вэксплуатационный период важна разработка мероприятий, обеспечивающих предупреждение аварий, а не ликвидацию их последствий. Оценка надёжности трубопроводов важна на каждом этапе эксплуатации. Речь идет о технической диагностике магистральных трубопроводов, об оценке их работоспособности.

Одним из основных направлений исследования в области

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

конструктивной надёжности магистральных трубопроводов следует считать прогнозирование их эксплуатационной надёжности. По заданному уровню эксплуатационной надёжности формируются требования к качеству исходных материалов (труб, изоляции, электродов и т.п.), проектных решений, культуре строительства и эксплуатации.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

4. ТРАНСПОРТИРОВКА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ НА ПРЕДПРИЯТИИ ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

Открытое акционерное общество «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть» учреждено Постановлением Правительства Российской Федерации от 14 августа 1993 года № 810 во исполнение Указа Президента Российской Федерации от 17 ноября 1992 года № 1403.

Учредитель - Правительство Российской Федерации. ОАО «АК «Транснефть» зарегистрировано Московской регистрационной палатой 26 августа 1993 года, свидетельство № 026.800.

Основные направления деятельности:

Оказание услуг в области транспортировки нефти и нефтепродуктов по системе магистральных трубопроводов в Российской Федерации и за ее пределами;

Проведение профилактических, диагностических и аварийновосстановительных работ на магистральных трубопроводах;

Координация деятельности по комплексному развитию сети магистральных трубопроводов и других объектов трубопроводного транспорта;

Взаимодействие с трубопроводными предприятиями других государств по вопросам транспортировки нефти и нефтепродуктов в соответствии с межправительственными соглашениями;

Участие в решении задач научно-технического и инновационного развития в трубопроводном транспорте, внедрение нового оборудования, технологий и материалов;

Привлечение инвестиций для развития производственной базы, расширения и реконструкции объектов организаций системы ОАО «АК «Транснефть»;

Организация работы по обеспечению охраны окружающей среды в районах размещения объектов трубопроводного транспорта.

Нефтепровод в обход Чеченской Республики.

В 90-х годах существенно затруднилась эксплуатация нефтепровода "Баку-Новороссийск", участок которого проходил по территории Чечни. Кража нефти на чеченском участке приобрела систематический характер. В 1997 году было принято решение о строительстве обходного участка.

Однако реализация проекта затянулась из-за нехватки средств. Реализация проекта была возобновлена в 2000 году, когда финансовое

положение российской нефтяной отрасли стало улучшаться в связи с ростом мировых цен на нефть. В сжатые сроки "Транснефть" проложила трубопровод протяженностью 312 км по территории Дагестана. При прокладке обходного участка была построена перемычка, соединяющая магистраль "Баку-Новороссийск" с нефтебазой в Махачкале. Это позволило принимать в порту Махачкала танкеры с нефтью из Казахстана и Туркменистана для осуществления транзитной прокачки в порт

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Новороссийск.

Нефтепровод в обход Украины (Суходольная-Родионовская) После объявления Украиной независимости Россия потеряла право

распоряжаться небольшим участком магистрального нефтепровода, идущего в Новороссийский морской порт. Проект строительства обходного участка возник в начале 90-х годов, однако в то время не нашлось средств на его реализацию.

Понимая стратегическую важность этой нефтетранспортной магистрали, Украина постоянно поднимала плату за его использование. К 2000 году тариф на прокачку нефти по украинскому участку в несколько раз превышал средний уровень. Правительство России потребовало снизить тариф, но Украина ответила отказом. После этого "Транснефти" было дано распоряжение незамедлительно приступить к строительству обходного участка. Первоначально "Транснефть" планировала предоставить нефтяным компаниям долю в проекте в обмен на участие в финансировании. Впоследствии "Транснефть" решила финансировать проект за счёт кредитов и собственных средств.

Строительство нефтепровода Суходольная-Родионовская началось в марте 2000 года, ввод в эксплуатацию состоялся в сентябре 2001 года. Строительство обошлось в $240 млн. Протяженность нефтепровода Суходольная-Родионовская - 259 км, в то время как при прокачке по украинской системе нефть преодолевала расстояние в 364 км. Реализация проекта позволила снизить транспортные расходы на основном экспортном направлении и получить гарантии независимости от решений Украины.

Балтийская трубопроводная система.

С распадом СССР Россия лишилась права собственности на крупнейший экспортный морской порт - Вентспилс. Использование этого порта для экспорта российской нефти имело два недостатка: экономический, выражавшийся в высоких расходах, и политический - контроль над экспортом нефти из России находился в руках недружественной страны.

Идея строительства собственного нефтяного порта на Балтийском море возникла в конце 90-х годов. Основным препятствием на пути реализации проекта была нехватка денег. Кроме того, российский участок Балтийского моря зимой покрывается льдом, тогда как акватория Вентспилса не замерзает. В качестве альтернативы "Транснефть" предложила Латвии продать контрольный пакет порта. Латвия ответила отказом.

Решение о строительстве Балтийской трубопроводной системы (БТС) было принято правительством России 16 октября 1997 года. Проект предусматривал прокладку трубопроводов до Балтийского моря и строительство порта в Приморске.

Для сбора средств на реализацию проекта "Транснефть" в мае 1999 года ввела целевой инвестиционный тариф, взимаемый при прокачке нефти по системе магистральных нефтепроводов. Дополнительные сборы вызвали негативную реакцию у нефтяных компаний. "ЛУКОЙЛ" <http://www.ngfr.ru/library.html?lukoil>, "Сибнефть"

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

<http://www.ngfr.ru/library.html?sibneft> иТНК

<http://www.ngfr.ru/library.html?tnkbp> отказались выплачивать инвестиционный тариф и подали протест в Высший арбитражный суд. Согласно решению правительства, доля "Траснефти" в капитале проекта должна была составить не менее 50%, остальное планировалось распределить среди нефтяных компаний.

К середине 2000 года "Транснефть" собрала с помощью инвестиционного тарифа более $100 млн. Компания приступила к строительным работам. В декабре 2001 года первая очередь БТС (трубопровод Кириши-Приморск и терминал в Приморске) была сдана в эксплуатацию. Мощность первой очереди составила 12 млн тонн нефти в год.

В ходе реализации проекта государство поменяло свой взгляд на возможность предоставления частным компаниям доли в транспортных мощностях. "В России не может быть частных магистральных нефтепроводов" - таков был новый девиз. Решение о передаче нефтяным компаниям доли в проекте было решено отказаться. Вместо этого им было предложено получить долю в капитале нефтяного порта в Приморске. Впоследствии план был снова пересмотрен, "Транснефть" сохранила полный контроль над проектом.

Мощность БТС в короткие сроки последовательно наращивалась - сначала до 18 млн тонн в год, затем до 30, 42, 62 млн тонн в год. К концу 2006 года Приморск уже был способен отгружать около 75 млн тонн нефти в год.

С наращиваем мощности "Балтийской транспортной системы" "Транснефть" снижала прокачку нефти в направлении Вентспилса. 1 января 2003 года Вентспилс был вычеркнут из списка транспортных направлений. Латвия обратилась к "Транснефти" с предложением о продаже пакета акций порта и снижении тарифов на перевалку нефти, но российская сторона ответила отказом.

Банк качества нефти.

Транспортная система "Транснефти" не позволяет осуществлять раздельную прокачку нефти. Это снижает прибыль компаний, сдающих в систему дорогостоящую лёгкую нефть. В отдельных случаях производителям лёгкой нефти оказывается выгоднее перевозить своё сырьё по железной дороге, несмотря на существенную разницу в транспортных тарифах. В мировой практике эта проблема решается путём ввода Банка качества нефти. Компании, поставляющие в систему низкосортную нефть, выплачивают компенсируют денежные потери производителей лёгкой нефти. В России подобная система применяется на магистрали "Каспийского трубопроводного консорциума". В 2000-2003 годах "Транснефть" вела активную подготовку к введению Банка качества. В основу проекта был положен принцип "нулевого баланса" - суммы, выплат в Банк качества должны быть равны сумме компенсаций из него. Подготовительная работа была одобрена советом директоров "Транснефти", принято решение с 1 января 2003 года запустить систему в опытном режиме. Противниками

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

введения системы компенсационных выплат выступили нефтяные компании Татарстана и Башкортостана поскольку нефть, добываемая в этих регионах, преимущественно тяжёлая и высокосернистая. В этом основную выгоду от Банка качества получили бы "ЮКОС" и "Сибнефть". Перераспределение

ПРИБЫЛИ <http://www.ngfr.ru/library.html?transneft> от республиканских компаний в пользу частных признано нецелесообразным, проект заморожен. Объединение транспортных потоков Холмогоры-Клин и Сургут-

Полоцк.

В2003 году нефтяная отрасль России столкнулась с нехваткой транспортных мощностей, что было вызвано высокими темпами роста добычи нефти. В то же время, магистраль Холмогоры-Клин, по которой перекачивалось лёгкая малосернистая нефть из Западной Сибири, оставалась загружена не полностью.

Вначале 2003 года «Транснефть», «ЮКОС», «Сургутнефтегаз» и ТНК обратились к правительству РФ с предложением рассмотреть возможность увеличения нагрузки нефтепровода Холмогоды-Клин за счет переброски в него части нефти, транспортируемой по магистрали Сургут-Полоцк.

Решение было одобрено, с 1 апреля АК "Транснефть" увеличила прокачку нефти по трубопроводу Холмогоры-Клин, переориентировав на этот маршрут часть сырья из магистрали Сургут-Полоцк. Объединение транспортных потоков повысило суммарную экспортную мощность российской трубопроводной системы на 15-19 млн тонн в год. По обоим нефтепроводам стала прокачиваться единая смесь, улучшив показатели сырья на направлении Сургут-Полоцк и ухудшив на направлении Холмогоры-Клин. Туапсинский, Краснодарский и Волгоградский НПЗ стали получать нефть с большим содержанием серы.

Западная Сибирь-Мурманск.

Российские порты на Балтийском и Чёрном морях не имеют возможности принимать большегрузные танкеры. Удобным местом для размещения нефтяного порта является Мурманск. Глубина моря в районе Мурманска позволяет принимать танкеры водоизмещением 240-300 тыс. тонн, Баренцево море не ограничено узкими проливами в отличие от Чёрного

ине покрывается зимой льдом в отличие от Балтийского. Осенью 2002 года

"ЛУКОЙЛ" <http://www.ngfr.ru/library.html?lukoil>, "ЮКОС" <http://www.ngfr.ru/library.html?yukos>, ТНК <http://www.ngfr.ru/library.html?tnkbp> и "Сибнефть"

<http://www.ngfr.ru/library.html?sibneft> подписали "Меморандум о взаимопонимании по вопросу создания нефтепроводной системы для транспортировки нефти через морской нефтеналивной терминал в районе Мурманска". Впоследствии к этому соглашению присоединился "Сургутнефтегаз". Рассматривалось для варианта строительства трубопровода: напрямую из Западной Сибири на Мурманск с подводным переходом по дну Белого моря (протяженность - 2500 км) и в обход Белого моря (протяженность - 3600 км). Мощность первой очереди планировалась на уровне 50 млн тонн в год с перспективой дальнейшего увеличения.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Сначала правительство России выразило готовность предоставить нефтяным компаниям долю в транспортной системе в обмен на инвестиции. Позже от этой идеи решено было отказаться, проект передан на рассмотрение "Транснефти".

Вапреле 2004 года "Транснефть" объявила о нецелесообразности строительства нефтепровода до Мурманска. По мнению "Транснефти", трубопровод из Западной Сибири должен окончится в Индиге, поскольку этот маршрут значительно короче и требует меньших вложений.

Харьяга-Индига.

Отказавшись от строительства нефтепровода до Мурманска, "Транснефть" приступила к разработке проекта Харьяга-Индига. В числе достоинств этого проекта - малая протяженность трубопроводного маршрута (около 400 км) и отдельная прокачка нефти, добываемой на Тимано-Печёре, что позволяло решить задачу сохранения её качества. Вместе с тем, проект имел существенный недостаток глубина моря в районе Индиги не позволяет принимать крупнотоннажные танкеры, кроме того, море замерзает зимой.

Сначала планировалось построить транспортную систему мощностью 24 млн тонн в год, но после переговоров с нефтяными компаниями такая мощность была признана избыточной и сокращена до 12 млн тонн в год. Пока велась разработка проекта, "ЛУКОЙЛ"

<http://www.ngfr.ru/library.html?lukoil> и "Роснефть" <http://www.ngfr.ru/library.html?rosneft> (основные недропользователи Тимано-Печёры) создали собственные системы транспортировки нефти. Остальные компании, работающие в регионе, не располагают достаточными объёмами нефти для загрузки нового нефтепровода. Проект заморожен на неопределённый срок.

"Дружба"-"Адрия".

Южная ветка нефтепровода "Дружба" заканчивается в Венгрии, у НПЗ Сазхаломбатта. К этому НПЗ также подходит ветка нефтепроводной системы "Адрия", соединяющая НПЗ с хорватским портом Омишаль на Адриатическом море. Порт Омишаль работает в режиме приёма нефти. Загрузка системы невелика, поскольку "Адрии" приходится конкурировать с "Дружбой".

Вначале 2000-х годов возник проект соединения нефтепроводов

"Дружба" и "Адрия" с реверсом порта Омишаль. "Адрия" по кратчайшему пути соединяет южную ветку "Дружбы" с глубоководным портом на Адриатике, позволяющим принимать большегрузные танкеры. Достоинством проекта является его низкая себестоимость, поскольку он не требует прокладки новых трубопроводов. На первом этапе через Омишаль планировалось отгружать до 5 млн тонн российской нефти в год с последующим наращиванием объёма до 15 млн тонн в год.

Основным препятствием, стоящим на пути проекта является большое число транзитных стран - Белоруссия, Украина, Словакия и Венгрия. За время, пока велось согласование проекта со всеми заинтересованными сторонами, в России прекратился рост добычи нефти. Проект заморожен.