Современное состояние трубопроводного транспорта России

С 1989 г. ведет свой отсчет четвертый период развития нефтяной промышленности России современный период развития. К сожалению, он стал для российской нефтяной отрасли самым трудным. Какими будут его итоги, загадывать не хотелось бы. Однако сегодня российским нефтяникам ежегодный объем добычи в 500 млн т. может только сниться. Начиная с 1990-х гг., объемы добычи неуклонно снижались, и в 1998 г. в России было добыто всего 303 млн т. нефти. Объем геолгоразведочных работ резко сократился, темпы развития сырьевой базы существенно снизились.

К настоящему времени в России открыто около 2000 нефтяных и нефтегазовых месторождений. Около 85% из них находятся в Западной Сибири (этот рост является сегодня главной сырьевой базой страны). Большая часть остальных месторождений приходится на Урало–Поволжье и Европейский Север России.

Сегодня в России выделяются три крупные группы районов, которые соответствуют начальной, средней и поздней стадиям освоения сырьевой базы.

На начальной стадии освоения находятся месторождения Восточной Сибири, Дальнего Востока (за исключением острова Сахалин), а также шельфы российских морей.

Средняя стадия освоения характерна для месторождений Западной Сибири, а также частично Европейского Севера (Тимано–Печорский регион).

На поздней стадии освоения находятся «старые» добывающие районы Урало–Поволжья, Северного Кавказа и острова Сахалин.

В настоящее время в России не разрабатываются по различным причинам около 900 нефтяных месторождений1.

Месторождения Урало–Поволжья и Западной Сибири удовлетворяют потребности в нефти Центрального региона России и имеют выход на европейские рынки. Учитывая, что в этом регионе ожидается относительно небольшой рост добычи нефти, производители вряд ли будут заинтересованы в поставке нефти в страны Юго-Восточной Азии.

Восточные регионы России ориентируются на выход в Китай, к Тихоокеанскому побережью, но для поставок нефти необходимы нефтепроводы и соответствующая инфраструктура.

Регионы Центральной Сибири и северной ее части (80% будущего прироста добычи нефти в России прогнозируется за счет шельфа Карского и арктических морей) весьма перспективны по запасам углеводородных ресурсов, но отдалены от традиционных потребителей российской нефти – западных районов России и Европы, а также от Японии и Китая. В этом регионе расположены крупнейшие месторождения, нефть которых характеризуется малым содержанием серы (до 0,6%) и относится к первому классу качества. На севере региона и прилегающем шельфе северных морей начинаются крупные поисковые работы. Бурение первых разведывательных скважин показывает, что геологические структуры этого региона имеют ту же структуру и происхождение, что и нефтяные месторождения Центральной Сибири. Следовательно, можно ожидать, что по качеству нефти этих месторождений будут соответствовать нефтям Центральной Сибири, т.е. нефти будут легкие и малосернистые.

Как отмечено ранее, есть несколько регионов, которые потенциально могут быть поставщиками сырой нефти в Азиатско–Тихоокеанский регион. Львиную долю растущих потребностей этого региона, несомненно, возьмет на себя Ближний Восток. Однако совершенно определенно существует ограничение на спрос их нефти ввиду того, что это в основном сернистые и тяжелые высокосернистые нефти. Последнее обстоятельство открывает возможности выхода на азиатско-тихоокеанский рынок легких и малосернистых нефтей России и стран Прикаспийского региона.

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–Узбекистан–Туркмения–Иран» предусматри-вает поставку российской, казахстанской и туркменской нефти на иранские НПЗ и возможность поставки нефти через Персидский залив в страны Азиатско–ихоокеанского региона. Для реализации проекта планируется не только использовать существующие нефтепроводы, но и построить новые нитки по маршруту Павлодар–Чарджоу–Туркменбаши–Нека–Тегеран.

Предполагается следующий пул нефти: западносибирская первого типа качества (легкая малосернистая), казахстанская (Кумколь) первого типа качества (легкая малосернистая), туркменская второго типа качества (сернистая). В таком пуле имеется возможность получить нефти первого типа качества. Однако на качество этой смеси может оказать воздействие подкачка или отбор нефти на территории Ирана.

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.

Российская нефть в этом проекте может быть представлена смесью западносибирской нефти второго типа качества. Казахстан может поставлять нефть третьего типа качества (без нефти Тенгизского месторождения, традиционно замкнутого на КТК, т.к Казахстан вряд ли откажется от стабильного европейского покупателя, вложив серьезный капитал в КТК). Далее, при входе в нефтепровод Ирана из-за смешения с туркменской нефтью получим нефть второго-третьего типа качества.

В случае смешения этой смеси с иранской нефтью качество поставляемой в Персидский залив нефти еще более ухудшится и будет не выше третьего типа качества с содержанием серы 2,0–2,5 %.

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 России1.

Сегодня, когда уже подведены итоги 2000 г., можно констатировать, что АК «Транснефть» и ее дочерние предприятия все финансовые и производственные планы успешно выполнили. Отмечается существенный рост основных показателей. Однако, как считает президент компании, нельзя успокаиваться на достигнутом. Новые рубежи достигаются только теми кто выстраивает стратегию на годы вперед. Задача сегодняшнего дня — определить главные направления дальнейшей работы, заложить фундамент для неуклонного поступательного движения, поднять на новый уровень развития предприятия Компании.

В минувшем году на самом высоком государственном уровне была обозначена актуальная проблема — прогрессирующая изношенность основных производственных фондов, которая может в самом недалеком будущем привести к экономическому коллапсу. И ведущие специалисты, и топ-менеджеры компаний солидарны в том, что только ощутимое увеличение инвестиций на воспроизводство мощностей может предотвратить катастрофические последствия.

Неоспорим тот факт, что выход страны из кризиса и перспективы ее поступательного развития тесным образом связаны с успешным функционированием нефтегазовой отрасли. Между тем именно в этой сфере процент износа основных фондов даже выше, чем в целом ряде менее значимых секторов промышленности. Именно сегодня важно точно и своевременно реагировать на запросы времени.

Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть» решает не только важнейшие экономические, но и геополитические задачи. Любой из проектов, реализуемых «Транснефтью», приносит стране сотни миллионов дол. прибыли. И это не голословное утверждение. Нефтепровод в обход территории Чечни, построенный в минувшем году, открыл дорогу «большой» азербайджанской нефти. В 2001 г. вступит в действие балтийская трубопроводная система (БТС) — новое экспортное «окно в Европу» и будет построен нефтепровод Суходольная-Родионовская, исключающий транзит по территории Украины. Российская нефть должна течь по российским трубопроводам, проложенным по российской земле — это одно из условий экономической независимости державы. Поэтому огромное хозяйство компании должно функционировать четко, бесперебойно, надежно — это вопрос государственной важности.

Объем инвестиций в отрасль в текущем году, по словам президента компании, превысит 1,5 млрд дол. Средства эти пойдут на реализацию перспективных проектов и реконструкцию действующих нефтепроводов. Так, по договору с администрацией Ленинградской области компанией «Транснефть» будет вложено в инфраструктуру Ленинградской области и Приморска до 5 млн дол.: будут построены новые комфортабельные дома для нефтепроводчиков и их семей, созданы новые, достойно оплачиваемые рабочие места, — тем самым будет решаться важнейшая социальная задача.

Западные финансисты доверяют компании и проявляют заинтересованность в кредитовании осуществляемых ею масштабных проектов («Транснефть» ведет успешные переговоры с Европейским банком реконструкции и развития в плане финансирования проекта строительства нефтепровода Суходольная–Родионовская).

Общая для всей экономики страны проблема восстановления производственного потенциала характерна для многих нефтяных компаний. Актуальна она и для «Транснефти». Но, несмотря на то что в последнее время компания достигла существенных успехов по многим направлениям деятельности, президент АК «Транснефть» считает, что эту проблему нужно решать безотлагательно. Поэтому руководством проведена огромная работа по детальной оценке состояния основных фондов «Транснефти». Сегодня они позволяют системе магистральных нефтепроводов работать бесперебойно и безаварийно, но только заглядывая вперед и беспристрастно оценивая существующие тенденции, можно обеспечить ее устойчивое развитие. По результатам анализа, выполненного специалистами компании с привлечением аудиторских фирм, сделан вывод, что для обеспечения стабильной работы в будущем в настоящее время требуется принять неотложные меры для приведения многих объектов нефтепроводов в состояние, соответствующее высоким требованиям надежности.

Ни для кого не секрет, что нормативные сроки эксплуатации линейной части, резервуаров, нефтеперекачивающих станций, оборудования на ряде участков магистральных нефтепроводов уже истекли. 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 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 MFL 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 лет 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 перевести в режим телеуправления 2705 линейных задвижек. Требуется замена морально и физически устаревшей системы телемеханики. Для того чтобы к 2005 г. теле-механизировать 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.

Однако объемы реализации данных планов напрямую зависят от средств, выделяемых на эти цели и предусмотренных в тарифе за перекачку. В течение всего 2000 г., например, тарифная выручка ряда дочерних акционерных обществ (ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы», ОАО «Транссибнефть», ОАО «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы») не покрывала эксплуатационных затрат этих предприятий на осуществление основной деятельности «Транснефти», регулируемой государством (ФЭК России). Два предприятия (ОАО «Магистральные нефтепроводы Центральной Сибири» и ОАО «Черномортранснефть») по результатам первого полугодия и девяти месяцев 2000 г. имели убытки по основному виду деятельности вследствие низкой тарифной выручки.

В этих условиях компания была вынуждена расходовать часть централизованных средств на покрытие эксплуатационных затрат дочерних акционерных обществ и обеспечение их безубыточной работы. Ведется работа по оптимизации деятельности; дочерним акционерным обществам утверждается бюджет, исполнение которого контролируется руководством компании; разработаны регламенты, в соответствии с которыми осуществляются различные работы; более активно и целенаправленно происходит нормирование всех работ на основе удельных показателей. Уже внедрены единые нормы на строительство переходов методом наклонно направленного бурения, расценки на каждый вид диагностических работ. Однако требуется кардинальное решение вопросов модернизации и реконструкции системы.

С учетом всех этих факторов специалисты «Транснефти» разработали предложения по величине тарифов за транспортировку нефти на 2001 г., которые в ноябре 2000 г. были направлены в ФЭК России. При этом компанией ставился вопрос о полном покрытии эксплуатационных затрат дочерних акционерных обществ магистральных нефтепроводов. Кроме того предполагалось обеспечение финансирования мероприятий по комплексной программе 2001 г., призванной гарантировать поддержание должного технического уровня системы магистральных нефтепроводов. Предложения компании предусматривали увеличение тарифа за транспортировку нефти в среднем по системе на 65%.

ФЭК России, основываясь на необходимости сдерживания тарифов на услуги естественных монополий, с 11 января 2001 г. ввела в действие новые тарифы за транспортировку нефти по системе магистральных нефтепроводов «Транснефти», увеличив их в среднем на 32%. Очевидно, что это не позволяет говорить о достаточной обеспеченности компании тарифными средствами.

Перед «Транснефтью» стоят непростые задачи. Решение многих из них откладывалось г.ми. Но сегодня все проблемные направления выявлены и по каждому из них найдены адекватные решения. Создана выверенная стратегия совершенствования основной деятельности. В то же время Компания, деятельность которой как естественной монополии регулируется государством, вправе рассчитывать на внимание власти к своим нуждам. Ведь именно от государства зависит, будут ли обеспечены надлежащими финансовыми ресурсами мероприятия, которые призваны вывести систему магистральных нефтепроводов на современный уровень.

Восточная Сибирь — сегодня единственный крупный нефтяной район России, полностью лишенный нефтяной инфраструктуры и реально действующих нефтедобывающих предприятий. К 1995 г. на территории Красноярского края, Таймырского и Эвенкийского автономных округов и Иркутской области открыто 15 нефтяных месторождений, из которых семь подготовлено для промышленной разработки и восемь разведываются. Почти 95% разведанных запасов нефти Восточной Сибири сосредоточены в крупнейшем Юрубчено-Тохомском и семи крупных месторождениях. Территориальная отдаленность, слабая обжитость и отсутствие необходимой инфраструктуры в сочетании с экстремально тяжелой природно-климатической обстановкой являются факторами, сдерживающими освоение нефтяных месторождений Восточной Сибири.

В Таймырском (Долгано-Ненецком) автономный округ (площадь — 862,1 тыс. км², население — 53 тыс. человек, центр - Дудинка) открыты крупные Сузунское и Пайяхинское месторождения с запасами нефти по категориям С1+С2 соответственно 43,4 и 33,6 млн т. Залежи полупромышленного характера открыты в прибрежных районах Хатангского залива (Южно-Тигянская, Кожевниковская, Нордвикская площади).

К настоящему времени в Таймырском автономный округ пробурен почти 1 млн м. глубоких скважин, но изученность этой большой территории (563 тыс. кв.км.) остается в целом низкой. Прогнозные ресурсы нефти оцениваются более чем в 1,5 млрд т. При надлежащем развитии геологоразведочных работ здесь возможно крупномасштабное наращивание запасов и создание на их базе мощного нефтедобывающего комплекса.

Эвенкийский автономный округ (площадь — 767,6 тыс. км², население — 24 тыс. чел., центр — поселок городского типа Тура) находится в пределах центрального района Сибирской платформы. Эта территория имеет еще меньшую (по сравнению с Таймырским автономный округ) общую геологическую изученность при неадекватном повышении сложности строения. Открыто 4 нефтяных месторождения, в том числе крупнейшее в Восточной Сибири Юрубчено-Тохомское с запасами нефти по категориям В+С1 около 360 млн т.. Оно относится к высшей категории геологической сложности. Прогнозные ресурсы нефти Эвенкии превышают 5 млрд т. На остальных территориях Красноярского края открыты крупные Лодочное, Тагульское и Ванкорское нефтегазовые месторождения. Причем на Ванкорском запасы нефти по категориям С1+С2 превышают 200 млн т.

Определенные перспективы сохраняются и в крайних южных районах Красноярского края, относящихся к Республике Хакасия.

Иркутская область имеет наибольший в Восточной Сибири выполненный объем глубокого бурения. Открыто шесть нефтяных месторождений, включая крупное Верхнечонское месторождение с начальными извлекаемыми запасами нефти 170,5 млн т. Прогнозируемые ресурсы нефти в Иркутской области оценены в 1,8 млрд т1.

Поиск по сайту: