38

ВВЕДЕНИЕ

Развитие экономики любой страны, нормальная производственная деятельность всех её участников неразрывно связаны с четкой работой транспорта по своевременной доставке сырья и готовой продукции. Для обеспечения этой деятельности и других разнообразных потребностей необходимо иметь высокоразвитую, оснащенную самой передовой техникой систему путей сообщения всех современных видов транспорта.

Топливно-энергетический комплекс – основа развития всех отраслей экономики России. Важнейшим его элементом является система магистральных трубопроводов для транспорта нефти, газа и продуктов их переработки. Географическое расположение месторождений нефти и газа в России и их потребителей ставит трубопроводный транспорт на первое место среди всех остальных видов. Только трубопроводный транспорт способен гарантировать бесперебойную и равномерную поставку значительных грузопотоков нефти, нефтепродуктов и газа, обеспечивая при этом наименьшие экономические затраты.

ИСТОРИЯ , СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА

Трубопроводный транспорт России имеет немногим более чем вековую историю и его появление связано с началом промышленного освоения нефтяных месторождений Баку и Грозного. В 1863 году русский ученый Дмитрий Иванович Менделеев первым предложил идею использования трубопроводов при перекачке нефти и нефтепродуктов, объяснил принципы сооружения трубопроводов и представил убедительные аргументы в пользу данного вида транспорта. Он считал, что только строительство трубопроводов обеспечит надежную основу развития нефтяной промышленности и выведет российскую нефть на мировой рынок.

Развитие трубопроводного транспорта нефти, нефте­продуктов и газа в России можно условно разделить на пять основных этапов [10]:

• дореволюционный период (до 1917 г.);

• период до Великой Отечественной войны (с 1917 до 1941 гг.);

• период Великой Отечественной войны (с 1941 до 1945 гг.);

• период до распада СССР (с 1945 до 1991 гг.);

• современный период (с 1991 г.)

Дореволюционный период

Истоки создания трубопроводного транспорта России были заложены в 1878 г. По проекту и под руководством талантливого 25-летнего инженера В. Г. Шухова для «Товарищества братьев Нобель» был построен первый российский нефтепровод, предназначенный для перекачки 1300 т нефти в сутки с Балаханских промыслов на нефтеперегонный завод в Черном Городе (район Баку). Диаметр нефтепровода составлял 3 дюйма (76 мм), протяженность – 9 км.

Год спустя для фирмы Лианозова был проложен нефтепровод такого же диаметра протяженностью 12,9 км, затем еще три промысловых нефтепровода. Проектирование и строительство этих трубопроводов также возглавлял В. Г. Шухов. Изданный им впоследствии в 1881 г. классический научный труд «Трубопроводы и их применение в нефтяной промышленности» и в наши дни не утратил своего значения.

Значительная произво­дительность, непре­рывность работы, высокая степень механизации, экономичность трубопроводного транспорта были оценены и другими нефтепромышленниками. Общая протяженность нефте­про­водов дореволюционной России составляла около 500 км. Наиболее крупные из них: Ширванская – Екатеринодар (110 км), Ширванская –Туапсе (103 км), Махачкала – Грозный (165 км).

Одновременно с развитием трубопроводного транспорта сырой нефти развивалась и транспортировка продуктов их переработки. На рубеже 80-х годов ХІХ в. построены первые в мире трубопроводы для перекачки предварительно подогретых нефтяных остатков.

К концу 80-х годов ХІХ в. было принято решение о строительстве трубопровода для перекачки экспортного керосина из Баку в Батуми производительностью 0,9 млн. т в год. По трассе керосинопровода были расположены 16 перекачивающих станций (ПС), оборудованных плунжерными насосами. Общая длина трубопровода составляла 835 км, а диаметр – от 8 до 12˝. Строительство керосинопровода продолжалось в течение 10 лет с 1897 по 1906 гг. Строительно-монтажные работы выполнялись вручную. Трубы соединялись с помощью резьбовых муфт и покрывались антикоррозионной изоляцией – свинцовым суриком на олифе и джутовой тканью. Приводом насосов служили паровые и дизельные двигатели. Вдоль трассы была сооружена линия телефонной связи. Керосинопровод Баку–Батуми был оборудован по последнему слову техники своего времени и являлся одним из крупнейших мире. С 1927 г. он стал использоваться для перекачки сырой нефти.

Первые газопроводы появились в районе г. Баку в 1880-1890 гг. Они предназначались для транспортировки попутного газа, используемого в качестве бытового топлива и промышленных нужд.

Период до Великой Отечественной войны

В период с 1917 до 1920 гг. все усилия были направлены на восстановление нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, разрушенной в ходе гражданской войны. 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 и введены в эксплуатацию несколько небольших магистралей.

До Великой Отечественной войны наши основные нефтяные ресурсы сосредоточивались на Кавказе (Баку, Грозный, Майкоп). Начиная с 1928 г. введены в эксплуатацию нефтепроводы Баку–Батуми (вторая очередь), Грозный–Туапсе (618 км), Гурьев–Орск (709 км). Дальнейшие успехи в развитии трубопроводного транспорта в России были связаны с освоением месторождений Башкирии, Татарии и Поволжья. В 1936 году был построен нефтепровод Ишимбай–Уфа, протяженностью 168 км и диаметром 300 мм для перекачки нефти из первых скважин «Второго Баку» на Уфимский НПЗ.

В довоенный период общая протяженность нефтепроводов в нашей стране достигла 3600 км, а диаметр 300 мм.

Крупный магистральный нефте­продуктопровод (МНПП) Армавир–Трудовая построен в 1928-32 гг. Его протяженность составляла 486 км, диаметр 300 мм. Впервые в мировой практике для соединения стыков труб была применена электродуговая сварка. В 1932 г. этот трубопровод был подключен к нефтепроводу Грозный–Туапсе, к тому времени переведенному на перекачку тракторного керосина. Общая длина МНПП Грозный–Армавир с учетом подключенного участка составила 880 км.

В период с 1925 по 1936 гг. в районе г. Баку для транспорта попутного нефтяного газа с близлежащих нефтяных месторождений было сооружено несколько коротких газопроводов диаметром 300-400 мм.

Период Великой Отечественной войны

К 1941 г. в эксплуатации находилось магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы общей протяженностью около 4100 км с суммарной пропускной способностью 7,9 млн. т в год.

В годы Великой Отечественной войны, несмотря на крайне тяжелое положение, построены нефтепроводы Зольное–Сызрань (134 км), Оха–Софийск (387 км), а также ряд промысловых трубопроводов.

В период обороны Ленинграда большую роль сыграл небольшой 100 мм бензинопровод, уложенный через Ладожское озеро. Этот бензинопровод был спроектирован и построен в невероятно короткий срок. Его длина составила 29 км, из них 21 км по дну озера на глубине 35 м. Ежесуточно в осажденный Ленинград поступало около 660 т. горючего.

Для обеспечения войск горючим использовались и сборно-разборные полевые магистральные трубопроводы.

После разгрома войск противника под Сталинградом в 1943 г. за 8 месяцев был построен керосинопровод Астрахань–Саратов диаметром 250 мм и длиной 655 км. На его изготовление пошли трубы демонтированной второй очереди нефтепровода Баку–Батуми.

В годы войны в 1942-1943 гг. сооружен газопровод Похвистнево–Куйбышев диаметром 325 мм и длиной 160 км.

В 1944 г. Государственным комитетом обороны (ГКО) было принято решение о строительстве газопровода Саратов–Москва протя­женностью 843 км и диаметром 325 мм. Его строительство завершилось летом 1946 г.

Период до распада СССР

В послевоенный период (50–60 гг.) строительство нефте­проводов проводилось в основном в Волго-Уральском регионе и Закавказье. В этот период построены крупные нефтетранспортные магистрали: Туймазы–Омск, Туймазы–Омск–Новосибирск–Иркутск, Ишимбай–Орск, Альметьевск–Горький, Альметьевск–Пермь, Горький–Рязань, Рязань–Москва и ряд других. 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. Впервые были применены трубы диаметром 530 и 720 мм.

В 1964 г. был пущен в эксплуатацию крупнейший в мире трансевропейский магистральный нефтепровод «Дружба», соединивший месторождения нефти Татарии и Куйбышевской области с восточно-европейскими странами (Чехословакия, Венгрия, Польша, ГДР). Общая длина магистрали составила 5500 км, а диаметр от 720 до 1020 мм.

Изменение приоритетов в трубопроводном строительстве произошло после открытия крупных месторождений нефти в Западной Сибири. В 1965-1967 гг. введены в эксплуатацию нефтепроводы Шаим–Тюмень (диаметр 529-720 мм, длина 410 км) и Усть-Балык–Омск (диаметр 1020 мм, длина 964 км). В 70-80 годы построены трансконтинентальные трубопроводы: Усть-Балык–Курган–Уфа–Альметьевск (УБКУА), Александровское–Анжеро-Судженск–Красно­ярск–Иркутск, Сургут–Полоцк и ряд других.

В 1966-1971 гг. построен трубопровод Узень–Гурьев–Куйбы­шев для транспортировки высоковязкой нефти (диаметр 1020 мм, длина 1500 км).

В первой половине 50-х годов возобновилось строительство магистральных нефтепродуктопроводов. Введена в эксплуатацию первая нитка МНПП Уфа–Омск (диаметр 350 мм, длина 1147 км). В 50-60 гг. построены крупные магистральные нефтепродуктопроводы: Уфа–Новосибирск (диаметр 377-530 мм, длина 1869 км), 2-я нитка Уфа–Омск (диаметр 530 мм, длина 1083 км), Пенза–Мичуринск–Брянск (диаметр 530 мм, длина 748 км).

В 70-80 гг. продолжалось строительство мощных систем трубопроводного транспорта нефтепродуктов, таких как Уфа–Западное Направление (УЗН), Грозный–Ростов, Тобольск–Южный Балык, трубопровод ШФЛУ и др.

С 80-х годов начался новый этап в развитии трубопроводного транспорта нефтепродуктов – строительство разветвленной сети нефтепродуктопроводов.

Послевоенные годы характеризуются интенсивным строительством газопроводов. Второй крупный магистральный газопровод Дашава–Киев–Брянск–Москва длиной 1300 км и диаметром 530 мм введен в эксплуатацию в 1952 г. В 50-60 гг. сооружаются крупные газотранспортные системы: Северный Кавказ – Центр, Бухара–Урал, Средняя Азия–Центр.

В 70-80 гг. в связи с освоением гигантских газовых месторождений Северных районов Тюменской области (СРТО), Уренгоя и полуострова Ямал сооружаются трансконтинентальные системы газопроводов: Надым–Урал–Центр, Уренгой–Ужгород, Уренгой–Петровск, Уренгой–Новопсков, Уренгой–Центр диаметром 1220-1420 мм и общей протяженностью около 35 тыс. км.

В 1986-1990 гг. введена в эксплуатацию шестиниточная газотранспортная система для подачи газа Ямбургского месторождения в центр страны и на экспорт (диаметр 1420 мм, общая длина 28,7 тыс. км).

К моменту распада СССР общая протяженность магистральных трубопроводов составляла: нефтепроводы – свыше 70 тыс. км, нефтепродуктопроводы (с отводами от них) – около 30 тыс. км, газопроводы – 209 тыс. км.

Современный период

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. По состоянию на 1999 г. в системе АК «Транснефть» эксплуатировалось 47,3 тыс. км магистральных нефтепроводов диаметром от 400 до 1220 мм, 395 ПС, 867 резервуаров общей вместимостью 12,8 млн. м³. Магистральные нефтепроводы (МНП) диаметром 820-1220 мм составляют большую часть общей протяженности и обеспечивают транспортировку 97% добываемой в России нефти. В 1999 г. по системе МНП АК «Транснефть» перекачано 296 млн. т. нефти, из них на экспорт 121 млн. т. Действующие в настоящее время трубопроводы имеют значительный «возраст»: до 20 лет эксплуатации – около 25%, от 20 до 30 лет – около 38%, свыше 30 лет – около 37%.

В российской системе магис­тральных нефтепроводов сложилась неординарная ситуация. С одной стороны, действующая система магистральных трубопроводов загружена на 50 % проектной мощности, что обуслов­лено падением добычи нефти в традиционных районах. С другой стороны, дальнейшее развитие перспективных направлений будет во многом зависеть от освоения и разработки новых нефтяных месторождений, расположенных в неосвоенных регионах –на севере евро­пейской части России (Респуб­лика Коми, Архангельская область), в Тюменской области и Восточной Сибири, а также от транзита нефтей стран СНГ (Казахстана, Азербайджана, Туркмении и др.) на экспорт по территории России.

Перспективы развития трубопроводного транспорта нефти в России связаны с осуществлением нескольких проектов:

• транзит нефти Тенгизского месторождения к Черному морю;

• экспорт нефтей из Тимано-Печорского региона, Западной Сибири и Урало-Поволжья в Финляндию по нефтепроводу Балтийской трубопроводной системы (БТС);

• расширение нефтепровода Тихорецк–Новороссийск;

• интеграция системы нефтепроводов «Дружба» и «Адрия»;

• проект транспортировки российской нефти в Китай.

К 1999 г. протяженность системы нефтепродуктопроводов России составляет около 20 тыс. км, из которых около 15 тыс. км приходится на МНПП, а 5 тыс. км – отводы от них. Система также включает 10 наливных пунктов, 267 нефтебаз, более 100 ПС и резервуарные парки общей вместимостью 4,8 млн. м³. Объем транспортировки нефтепродуктов составляет порядка 30 млн. т., в том числе на экспорт 8,3 млн. т. при среднем коэффициенте загрузки 35% от проектной. На деятельность компании «Транснефте­продукт» оказывают влияние спад производства и потребления нефтепродуктов, снижение платежеспособного спроса, жесткая конкуренция на рынке транспортных услуг, увеличение сте­пени распыленности грузопотоков и их несовпадение с направле­ниями перекачки по действующим нефтепродуктопроводам.

Протяженность газопроводов Единой Системы газоснабжения (ЕСГ) России, находящихся в ведении РАО «Газпром», к 1999 г. составляла 148,8 тыс. км. Перекачку газа осуществляют 247 компрессорных станций (КС) суммарной мощностью 41,7 млн. кВт. Парк газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на 87,7% представлен газотурбинными установками. Более 60% газопроводов имеют диаметр 1220-1420 мм, и свыше 35% работают под давлением 7,5 МПа.

Одна из важных задач ОАО «Газпром» – реконструкция и модернизация объектов ЕСГ с целью повышения надежности и эффективности эксплуатации существующих газопроводов (замена отдельных участков труб, ввод новых распределительных газопроводов и перемычек, замена газоперекачивающих агрегатов (ГПА) менее энергоемкими).

Приоритетными задачами ОАО «Газпром» являются:

• газификация новых районов (Север Европейской части России и Юг Западной Сибири);

• проект «Ямал-Европа». Строительство системы магистральных газопроводов «Ямал-Европа» ведется поэтапно: расширяются лимитирующие участки Единой системы газоснабжения и прокладываются новые трубопроводы, связывающие действующие мощности на территории России, Белоруссии, Польши, Германии.

• газопровод “Голубой поток”, который пройдет из России в Турцию по дну Черного моря, откроет российскому газу прямой выход на турецкий рынок.

• Газпром совместно с финской компанией “Несте Ой” прорабатывает возможность подачи российского газа через Балтийское море на север Германии за счет строительства нового Северо-Европейского газопровода.

• подача газа из Западной Сибири в восточные районы Китая. Проект разрабатывается в нескольких вариантах и предусматривает поставки газа в Монголию, Южную Корею, Японию и другие страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

Порядок проектирования магистральных трубопроводов

Начиная с 1996 г. введен новый порядок организации проектных работ объектов трубопроводного транспорта нефти и газа. Разработка проектной документации осуществляется на основе утверж­денных (одобренных) обоснований инвестиций в строительство магистральных трубопроводов. Обоснования инвестиций регламентируются строительными нормами и правилами СНиП 11-01-95 "Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и соста­ве проектной документации на строительство предприятий, зданий и со­оружений", а также сводом правил СП 11-101-95 "Порядок разра­ботки, согласования, утверждения и состав обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений".

В соответствии с этими документами процесс проектирования объектов трубопроводного транспорта разбивается на три основных этапа (рисунок).

Первый этапработ начинается с разработки ходатайства (декларации) о намерениях, которое составля­ется заказчиком или по его поруче­нию проектной организацией на дого­ворной основе

Ходатайство (декларация) о намерениях разрабатывается на основании:

• рекомендаций, принятых в схемах развития трубопроводного транспорта на ближайшую перспективу;

• материалов предварительных исследований и изучения перспектив­ной потребности и мощности сырьевой базы нефти или газа с учетом разведанных и утвержденных запасов;

• возможности сбыта на внутреннем и внешнем рынке.

В ходатайстве (декларации) о намерениях должно содержаться:

• наименование инвестора (заказчика);

• наименование трубопровода, его производительность;

Схема организации проектных работ

• предполагаемые сроки строительства и ввода в эксплуатацию;

• намечаемая трасса трубопровода (по материалам изучения топографических карт);

• ориентировочная потребность в земельных, водных и энергетических ресурсах;

• ориентировочная потребность в трубах и других материалах для стро­ительства;

• примерная численность рабочих и служащих;

• возможное влияние проектируемого трубопровода на окружающую среду;

• ориентировочная стоимость строительства, источники финансирования.

Ходатайство (декларация) о намерениях представляется заказчиком на рассмотрение органам исполнительной власти.

По результатам положительного рассмотрения органами исполнитель­ной власти ходатайства (декларации) о намерениях заказчик принимает решение о разработке обоснования инвести­ций в строительство.

В состав второго этапапроектных работ по обоснованию инвестиций входят:

• основные решения по трубопроводу, включая его производительность и перспектив­ную потребность исходя из наличия сырьевой базы, а также основные технологические и строительные решения;

• потребность в необходимых ресурсах для строительства и источники их получения;

• анализ вариантов трасс трубопровода с обоснованием выбранной трассы и краткая ее характеристика;

• сроки и очередность строительства, его организация;

• потребность в трудовых ресурсах;

• стоимость строительства, определяемая по аналогам и укрупненным показателям;

• оценка эффективности инвес­тиций и уточнение возможных источ­ников их финансирования.

На основании материалов обоснования инвестиций и предвари­тельного согласованного с органами исполнительной власти места расположения трассы производится оформление акта выбора земельных участков трассы и площадок перекачивающих станций под строительство.

Следует иметь в виду, что работа по обоснованию инвестиций вы­полняется, в основном, на основании изучения топографических карт, карт-схем природных компонентов (почвенных, геоботанических, геоло­гических, животного мира и др.). Полевые технические изыскания произ­водятся при этом в минимальном объеме при прохождении трассы нефтепровода в особо сложных усло­виях.

На третьем этапепроектных работ осуществляется разработка технико-экономического обоснования (ТЭО) проекта строительства трубопровода. ТЭО выполняется на основе одобренных обоснований инвестиций в строительство, наличия утвержденного решения о предварительном согласовании места размещения объекта и материалов инженерных изысканий, а также разработки рабочей документации после рассмотрения ТЭО государственной экспертизой и утверждения его в установленном порядке.

Проектная документа­ция разрабатывается преимущественно на конкурсной основе, в том числе через торги подряда (тендер).

Следует иметь в виду, что двой­ное обозначение стадии (ТЭО и проект), единой по составу и содержанию, принято в целях преемственности действующей законодательной и нормативной базы и совместимости с терминологией, применяемой в зарубежной практике.

В ТЭО (проекте) детализируются решения, принятые в обоснованиях, и уточняются основные технико-экономические показатели.

Детализация решений по трассе трубопровода и площадкам перекачивающих станций выполняется, в основном, с использованием данных технических изысканий.

При этом уточняются:

• протяженность трассы трубопровода и ее плановое положение;

• продольной профиль трассы, позволяющий установить оконча­тельное местоположение промежуточных перекачивающих станций;

• створы подводных переходов, переходов железных и автомобильных дорог, их техническая характеристика;

• геологические свойства грунтов:

• ведомость угодий, пересекаемых трассой трубопровода, а также другие данные, позволяющие уточнить решения, заложенные в обоснованиях.

Состав работ по ТЭО (проекту) аналогичен перечню, приведенному выше в обосновании инвестиций.

При разработке ТЭО (проекта) по­мимо детализации технических реше­ний, заложенных в обоснованиях, осо­бое внимание уделяется вопросам:

• обеспечения надежности и экологической безопасности объекта;

• определения затрат на строительство объектов трубопровода и объектов социального и культурно-бытового назначения;

• определения показателей эффективности инвестиций в строительство трубопровода.

В процессе разработки ТЭО (проекта) производятся согласования уточненных по материалам изысканий земельных участков под строительство объектов магистрального трубопровода.

После утверждения и одобрения Государственной экспертизой ТЭО (проекта) может разрабатываться тендерная до­кументация, на основе которой участ­ники торгов готовят свои предложения, после чего на конкурсной основе опре­деляется подрядчик строительства трубопровода и начинается разработка рабочей документации.

На основе утвержденной проектной документации производится изъя­тие уточненных в результате изысканий земель под строительство трубопровода (для постоян­ного и временного пользования).

Рабочая документация разрабатывается по согласованному с заказчи­ком графику с учетом установленной утвержденным проектом очередности строительства.

Для технически несложных объектов магистральных трубопроводов, строящихся по типовым или унифицированным проектам на основе утвержденных (одобренных) обоснований инвестиций в строительство, может разрабатываться рабочий проект в составе утвержденной части и рабочей документации. Стадийность исполнения проекта устанавливается заказчиком в задании на проектирование.

Таким образом, организация проектирования происходит в со­ставе непрерывного инвестиционно­го процесса создания объекта трубопроводного транспорта с мо­мента возникновения идеи (замысла) до ввода его в эксплуатацию. Новая концепция в организации проектных работ направлена на оптимизацию конечных результатов по созданию объекта и прибли­жению этого процесса к международной практике.