Магистральные трубопроводы Анализ территориально-регионального размещения, положения, проблем и перспектив развития

метки: Нефтегазопровод, Система, Развитие, Транспорт, Транснефть, Комплекс, Экспорт, Составлять

Сегодняшняя система транспортировки нефти, газа и нефтепродуктов, играющая большую роль в ТЭК и экономике России в целом, представляет собой разветвленную сеть магистральных трубопроводов. Большая роль ее дальнейшему развитию уделяется в Энергетической стратегии России до 2020 года, однако для этого в ближайшей перспективе придется решить ряд вопросов.

В России за исторически короткий период времени была создана уникальная по протяженности, производительности и сложности система магистральных трубопроводов для транспортировки газа, нефти и нефтепродуктов. Эта трубопроводная система — одно из самых крупных инженерных сооружений ХХ века. Общая длина магистралей достигла 215 тыс. км. Промысловые трубопроводы составляют еще большую величину — около 300 тыс. км. В новом столетии магистральный трубопроводный транспорт получит еще большее развитие для поставки углеводородного топлива и сырья для внутренних потребителей и на экспорт.

Цель данной контрольной работы состоит в анализе территориально-регионального размещения, положения, проблем и перспектив развития системы магистральных трубопроводов.

1.АНАЛИЗ НАРОДОХОЗЯЙСТВЕННОГО ЗНАЧЕНИЯ СИСТЕМЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ, ЕЕ СОСТАВА И СТРУКТУРЫ , Магистральный трубопроводный транспорт

Магистральный трубопроводный транспорт состоит из технологически, организационно и экономически независимых систем магистрального трубопроводного транспорта, магистральных трубопроводов.

Система магистрального трубопроводного транспорта — единый имущественный производственный комплекс, состоящий из одного или нескольких технологически, организационно и экономически взаимосвязанных и централизованно управляемых магистральных трубопроводов, а также относящихся к ним технологических объектов. Указанный комплекс может находиться в собственности организации, получившей его объекты в собственность в процессе приватизации, создавшей или приобретшей их по другим основаниям, предусмотренным законодательством Российской Федерации или же в установленном порядке передан в хозяйственное ведение эксплуатирующей организации [15].

Протяженность магистральных трубопроводов, по которым осуществляется транспортировка продукции нефтегазового комплекса, составляет 219 тыс. км, в том числе газопроводных магистралей, включая газопродуктопроводы, — 151 тыс. км, нефтепроводных магистралей — 48,6 тыс. км, нефтепродуктопроводных магистралей — 19 тыс. км. Важно отметить, что с помощью магистрального трубопроводного транспорта перемещается 100% добываемого газа, около 99% добываемой нефти, более 50% продукции, производимой подключенными к системе магистральных продуктопроводов нефтеперерабатывающими предприятиями. В общем объеме перемещаемой продукции по магистральным транспортным трубопроводам доля газа составляет 55,4%, нефти — 40,3%, нефтепродуктов — 4,3%. Трубопроводный транспорт включает в себя значительное количество технологических сооружений и агрегатов. В частности, на магистральных газопроводах и подземных хранилищах Единой системы газоснабжения (ЕСГ) эксплуатируется 247 газокомпрессорных станций с газоперекачивающими агрегатами общей установленной мощностью более 42 млн кВт, а подачу газа потребителям обеспечивают 3,3 тыс. газораспределительных станций. В состав сооружений магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов входит 395 нефтеперекачивающих станций, 100 нефтепродуктоперекачивающих станций, резервуарные парки общей емкостью 17,5 млн м ³ .

Строительство магистральных трубопроводов

... технология производства подготовительных работ Подготовительные работы при строительстве линейной части магистральных трубопроводов можно разделить на работы, выполняемые внутри строительной полосы и за ... проектно-сметной документации и в проекте организации строительства линейной части магистральных трубопроводов выделять подготовительные работы из общего комплекса строительно-монтажных работ. Для ...

За последние годы резко возросла роль трубопроводного транспорта в российской экономике. Это связано с рядом факторов — увеличением налоговых поступлений в бюджеты различных уровней вследствие роста объемов транспорта нефти, созданием новых рабочих мест, развитием экономики регионов и других. Трубопроводный транспорт активно влияет на формирование и развитие ТЭК страны и отдельных регионов, являясь его неотъемлемой частью, и обеспечивает не только перекачку добытых и переработанных энергоресурсов, но и транспортировку энергоресурсов на экспорт в страны ближнего и дальнего зарубежья, а также выполняет роль распределительной системы комплекса. В этой связи системы трубопроводного транспорта являются эффективным инструментом реализации государственной политики, позволяющим регулировать поставки нефти, нефтепродуктов и газа на внутренний и внешний рынки. Ведь, как известно, экспорт газа, нефти и нефтепродуктов в основном осуществляется трубопроводным транспортом, в том числе через морские терминалы [18].

В состав магистральных трубопроводов входят [2]:

• Ø трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной продукции) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения НПС, КС, УЗРГ, ПРГ, узлами пуска и приема очистных устройств, конденсатосборниками и устройствами для ввода метанола;

• Ø установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопроводов;
• Ø линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов;
• Ø противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов;
• Ø емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, нефтепродуктов, конденсата и сжиженных углеводородов;

• Ø здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов;
• Ø постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопроводов;

• Ø головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции, резервуарные парки, КС и ГРС;
• Ø СПХГ;
• Ø пункты подогрева нефти и нефтепродуктов; указатели и предупредительные знаки.

Технологический процесс прокладки магистральных трубопроводов

Прокладка трубопроводов может осуществляться одиночно или параллельно другим действующим или проектируемым магистральным трубопроводам — в техническом коридоре [2].

Под техническим коридором магистральных трубопроводов надлежит понимать систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортирования нефти (нефтепродукта, в том числе сжиженных углеводородных газов) или газа (газового конденсата).

В отдельных случаях при технико-экономическом обосновании и условии обеспечения надежности работы трубопроводов допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов.

Предельно допустимые (суммарные) объемы транспортирования продуктов в пределах одного технического коридора и расстояния между этими коридорами определяются согласно строительным нормам и правилам, утвержденным в установленном порядке.

Не допускается прокладка магистральных трубопроводов по территориям населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, аэродромов, железнодорожных станций, морских и речных портов, пристаней и других аналогичных объектов.

Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения магистральных трубопроводов и их объектов вокруг них устанавливаются охранные зоны, размеры которых и порядок производства в этих зонах сельскохозяйственных и других работ регламентируются Правилами охраны магистральных трубопроводов.

Температура газа, нефти (нефтепродуктов), поступающих в трубопровод, должна устанавливаться исходя из возможности транспортирования продукта и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надежности трубопровода.

Необходимость и степень охлаждения транспортируемого продукта решается при проектировании.

Трубопроводы и их сооружения следует проектировать с учетом максимальной индустриализации строительно-монтажных работ за счет применения, как правило, труб с заводской изоляцией и сборных конструкций в блочно-комплектном исполнении из стандартных и типовых элементов и деталей, изготовленных на заводах или в стационарных условиях, обеспечивающих качественное их изготовление. При этом принятые в проекте решения должны обеспечивать бесперебойную и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

Классификация магистральных трубопроводов

Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяются на два класса:

• I — при рабочем давлении свыше 2,5 до 10,0 МПа (свыше 25 до100 кгс/см2) включ.;
• II — при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа (свыше 12 до 25 кгс/см2) включ.

Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы в зависимости от диаметра трубопровода подразделяются на четыре класса, мм:

• I — при условном диаметре свыше 1000 до 1200 включ.;
• II — то же, свыше 500 до 1000 включ.;
• III — то же. свыше 300 до 500 включ.;
• IV — 300 и менее.

Магистральные трубопроводы и их участки подразделяются на категории, требования к которым в зависимости от условий работы, объема неразрушающего контроля сварных соединений и величины испытательного давления приведены в табл. 1.

Таблица 1. – Категории магистральных трубопроводов и их участков [2]

Категория трубопровода и его участка	Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность m	Количество монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами, % от общего количества	Величина давления при испытании и продолжительность испытания трубопровода
В	0,60	Принимается
I	0,75	по
II	0,75	СНиП III-42-80*
III	0,90
IV	0.90
Примечание. При испытании трубопровода для линейной его части допускается повышение давления до величины, вызывающей напряжение в металле трубы до предела текучести с учетом минусового допуска на толщину стенки.

Категории магистральных трубопроводов следует принимать по табл. 2.

Таблица 2. — Категории магистральных трубопроводов [2]

Назначение трубопровода	Категория трубопровода при прокладке
	подземной	наземной и надземной
Для транспортирования природного газа:
а) диаметром менее 1200 мм	IV	III
б) диаметром 1200 мм и более	III	III
в) в северной строительно-климатической зоне	III	III
Для транспортирования нефти и нефтепродуктов:
а) диаметром менее 700 мм	IV	III
б) диаметром 700 мм и более	III	III
в) в северной строительно-климатической зоне	III	III

2.АНАЛИЗ ИСТОРИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ И СОВРЕМЕННОГО РАЗМЕЩЕНИЯ СИСТЕМЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ НА ТЕРРИТОРИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

В России за исторически короткий период времени была создана уникальная по протяженности, производительности и сложности система магистральных трубопроводов для транспортировки газа, нефти и нефтепродуктов. Эта трубопроводная система — одно из самых крупных инженерных сооружений ХХ века. Общая длина магистралей достигла 215 тыс. км. Промысловые трубопроводы составляют еще большую величину — около 300 тыс. км. В новом столетии магистральный трубопроводный транспорт получит еще большее развитие для поставки углеводородного топлива и сырья для внутренних потребителей и на экспорт [18].

Россия щедро наделена природными ресурсами: 30% мировых запасов и всего 2% населения. В мировом сообществе наше государство — наиболее энергетически обеспеченная держава: 13% мировых запасов нефти, 45% газа, 12% угля, большое количество урана и др. Практически только начаты работы по освоению морских месторождений, получена первая нефть на Сахалинском шельфе.

Даже при очень низком уровне изученности начальные извлекаемые ресурсы углеводородов на шельфе составляют 100 млрд т (в пересчете на нефть), или 20-25% от общего объема мировых ресурсов углеводородов. Наиболее перспективны шельфы арктических морей — Баренцева, Печорского, Карского, где сосредоточено более 80% от начальных суммарных ресурсов углеводородов.

По прогнозу Минтопэнерго РФ, добыча нефти к 2010 г. должна возрасти до 310-335 млн т, до быча газа увеличится на 20-15% и достигнет 700-735 млрд м3. Ставится задача — довести объем переработки нефти до 200-210 млн т в год. Всю или почти всю эту массу углеводородов должен принять на свои плечи трубопроводный транспорт.

Трубопроводный транспорт активно влияет на формирование и развитие ТЭК страны и отдельных регионов, являясь его неотъемлемой частью, и обеспечивает: перекачку добытых и переработанных энергоресурсов; выполняет роль распределительной системы комплекса; транспортировку энергоресурсов на экспорт в страны ближнего и дальнего зарубежья. Системы трубопроводного транспорта являются эффективным инструментом реализации государственной политики, позволяющим государству регулировать поставки нефтепродуктов на внутренний и внешний рынки [20].

ОАО «АК « Транснефть»

ОАО «АК «Транснефть» представляет собой динамично развивающуюся компанию, деятельность которой направлена на удовлетворение потребностей нефтяных компаний в надежном высокоэффективном транспорте нефти. Учитывая интересы всех пользователей системы, компания реализует важнейший статус естественной монополии, обеспечивая государственные гарантии равнодоступности к трубопроводному транспорту. ОАО «АК «Транснефть» полностью выполняет свои обязательства по приему нефти от добывающих предприятий и своевременной транспортировке и сдаче нефти потребителям. По системе магистральных нефтепроводов транспортируется 99% добываемой нефти.

БВ настоящее время компанией «Транснефть» эксплуатируется 48,6 тыс. км. магистральных нефтепроводов, которые проходят по 53 регионам России, 336 насосных станций, 849 резервуаров общей емкостью 13,2 млн. м2 и множество сопутствующих сооружений (линии электропередачи, электрохимзащита, объекты связи и телемеханики и др.).

Компания «Транснефть» вертикально-интегрированная структура, является естественной монополией и представляет собой 11 дочерних трубопроводных предприятий и другие дочерние общества, обеспечивающие деятельность компании.

Экспорт нефти в основном осуществляется трубопроводным транспортом, в том числе через морские терминалы. Морские терминалы в Новороссийске, Туапсе и Приморье в 2002 году обеспечили экспорт сырой нефти в объеме 62,5 млн. тонн.

Возрастной состав основных фондов ОАО «АК «Транснефть» Российские трубопроводные системы активно развивались в 60-80-е годы. За этот период в основном была построена система магистральных нефтепроводов компании «Транснефть».

Анализ технического состояния основных производственных мощностей показал, что фактически сроки эксплуатации оборудования нефтеперкачивающих станций достигают 25-30 лет.

В настоящее время действующие объемы компании имеют следующий возрастной состав:

• 38 % нефтепроводов эксплуатируется свыше 30 лет;
• 37 % нефтепроводов находится в эксплуатации от 20 до 30 лет;
• 25 % нефтепроводов находится в эксплуатации менее 20 лет;
• 31 % резервуарных парков находится в эксплуатации свыше 30 лет;
• 24 % резервуарных парков находится в эксплуатации от 10 до 20 лет;
• 7 % резервуарных парков находится в эксплуатации до 10 лет.

Благодаря проводимой технической политике компанией обеспечивается бесперебойное функционирование системы магистральных нефтепроводов, повышается экологическая безопасность, снижается аварийность.

ОАО «АК «Транснефтепродукт»

Cеть МТТНП располагается широтном направлении и пролегает от Кемеровской области до границы с Венгрией. Действующие нефтепродуктопроводы на территории стран СНГ (Украины, Белоруссии, Казахстана) находятся в собственности ОАО «АК «Транснефтепродукт».

Протяженность МНПП составляет 19,1 тыс. км., в том числе на территории Украины – 1500 км., Белоруссии – 1300 км., Казахстана – 300 км. По трубопроводной системе транспортируются светлые нефтепродукты (моторные топлива) с 14 нефтеперерабатывающих заводов России (Омский, Салаватнефтеоргсинтез, Новойл, Уфимский, Уфанефтехим, Куйбышевский, Новокуйбышевский, Сызранский, Московский, Киришкий) – на экспорт и внутренним потребителям России. К системе МНПП подключены также два НПЗ Белоруссии (Мозырский и Ново-Полоцкий).

Технологический процесс транспортировки топлива обеспечивается работой 100 головных и промежуточных перекачивающих станций общей емкостью резервуарных парков 4,6 млн. куб. м. Перевалка на железнодорожный транспорт осуществляется с 11 ж/д наливных станций, а в автомобильный транспорт – с 55 автоналивных пунктов.

В настоящее время около 25% всех производимых российскими компаниями на вышеуказанных 14 НПЗ нефтепродуктов транспортируется по системе МТТНП. Однако доля нефтепродуктов в общем объеме транспортировки нефтепродуктов составляет не более 18%.

Возрастная структура основных фондов МТТНП свидетельствует об их значительном износе (износ фондов превышает 70%).

Ежегодная потребность в инвестициях для поддержания действующей системы в работоспособном состоянии составляет порядка 120 – 130 млн. долл. США, фактически освоено на реконструкцию и техническое перевооружение в 2002 году 42,5 млн. долл. США.

По срокам эксплуатации магистральные нефтепродуктопроводы распределяются следующим образом: 0-5 лет – 1,64%, 6-10 лет – 1,1%, 11-15 лет – 3,0%, 16-20 лет – 23,54%, 21-25 лет – 12,77%, 26-30 лет – 11,91%, 31-33 года – 6,05%, свыше 33 лет – 39,99%.

Газпрома; Транснефти; Транснефтепродукта

Следует напомнить, что при огромных запасах природного газа средний уровень газификации даже центральных районов России едва достигает 13-15%. А ведь есть области и районы, в которых о газе знают только понаслышке. Значит, задача завтрашнего дня — программы по газификации еще «не охваченных» областей России.

АК «Транснефть» располагает самой крупной нефтепроводной системой в мире — 46,8 тыс. км.

Единая система газоснабжения (ЕСГ) протяженностью 150 тыс. км имеет производительность более 600 млрд м3 в год, или около 1,75 млрд м3 в сутки.

Поставки нефти, газа и нефтепродуктов осуществляются внутренним потребителям и 25 государствам СНГ и Европы. Энергетическая безопасность многих из этих стран напрямую связана с надежностью снабжения российскими газом и нефтью. Достаточно напомнить, что в 1998 г. в Центральную и Западную Европу было поставлено 120,5 млрд м3 природного газа. К 2007 г. эти объемы достигнут 200 млрд м3. «Газпром» располагает пакетом заключенных зарубежных контрактов почти на 2,7 трлн м3 «голубого топлива».

На последнем саммите АТЭС (1999 г.) заявлено о подготовке предложений по началу реализации проектов подачи российского газа в Китай, Корею, а затем и Японию. По оценкам, среднегодовые темпы прироста спроса на газ до 2010-2015 гг. в указанном регионе составят 3,1%. Таким образом, в дополнение к европейскому рынку формируется и азиатское направление.

В России природный газ фактически стал монотопливом, превысив критический уровень энергетической безопасности страны. Например, в структуре топливного баланса тепловых электростанций европейской части России удельный вес газа достигает 82%.

Все это свидетельствует о важности и ответственности надежного функционирования трубопроводных систем по перекачке природного газа, нефти и нефтепродуктов. С позиций оценки выполнения своих задач трубопроводный транспорт в настоящее время справляется с обязательствами по поставке углеводородного сырья потребителям как внутри страны, так и за рубежом.

Однако основные фонды трубопроводного транспорта, впрочем, как и вся техносфера, стареют, деградируют со все возрастающей скоростью, неизбежно приближая кризисные явления.

В результате длительной эксплуатации повышается склонность трубного металла к замедленному разрушению: вследствие накопления дефектов, внутренних микронапряжений, структурных изменений. Средний возраст газопроводов составляет 22 года, старше 20 лет — 37%, старше 30 лет — 15,9%. Срок службы почти половины магистральных нефтепроводов близок к амортизационному сроку эксплуатации: свыше 33 лет — 30%, от 20 до 30 лет — 37%. К 2005 г. доля нефтепроводов с возрастом свыше 33 лет составит 40%.

В последние годы аварийность на газопроводах составляет 0,21-0,26 случая на 1000 км. На нефтепроводах два последних года фиксируется аварийность на уровне 0,06 на 1000 км. Объясняют это проведением очень большого объема внутритрубной диагностики и значительным объемом выборочного ремонта по ее результатам. В 1997 г. отремонтировано 1367 км нефтепроводов, что составляет увеличение по сравнению с 1993 г. в 4 раза. Действующие в АК «Транснефть» тарифы обеспечивают проведение только 65% диагностических и ремонтных работ. Вероятно, сказывается и то, что в настоящее время нефтепроводная система загружена далеко не полностью. Ведь она сооружалась из расчета добычи в два раза большего количества нефти, чем добывается в настоящее время. Поэтому, несмотря на то, что в течение трех лет намечен вывод из эксплуатации более 4000 км нефтепроводов и 120 нефтеперекачивающих станций, все еще остается большой резерв их производительности.

В штатных ситуациях имеется немало утечек и потерь транспортируемого продукта через свищи, трещины, неплотности арматуры, «сбросы» при ремонте и испытаниях. Такие потери газообразных и жидких продуктов, как минимум, превышают потери от аварий. Вот почему важнейшая научная, техническая и экономическая задача — продлить жизнь трубопроводным системам. Это означает не только сохранение их проектного уровня функционирования на длительное время, но и технологическое, инженерное совершенствование систем, повышение надежности и безопасности за счет реконструкции и модернизации.

Для достижения этих целей в ОАО «Газпром» и АК «Транснефть» выработана стратегия, включающая диагностику, выборочный ремонт по ее результатам, оценку риска и ресурса, мониторинг трубопроводов, капитальный ремонт и реконструкцию.

В условиях систематических неплатежей потребителей за газ существуют немалые трудности в обеспечении даже выборочного ремонта газопроводов по результатам диагностики: 20 тыс. км нуждается в переизоляции и ремонте, более 21 тыс. км работает на пониженном давлении. И такое положение длится довольно долго. В 1995 г. объем капитального ремонта составил лишь 609 км, в 1996 г. — 548,1 км, в 1997 г. — 505,6 км.

Продлить жизнь нефте- и газопроводов возможно при условиях комплектной диагностики и последующего мониторинга, создания системы управления эксплуатационной надежностью и экологической безопасностью, а также решив технологические и технические проблемы, еще существующие на научном и практическом уровнях.

Уже сегодня применение внутритрубной диагностики позволило обнаружить в трубопроводах большое количество дефектов, которые ранее были недосягаемы. В целом же за период с 1993 по 1997 г. было обследовано 40 тыс. км магистральных нефтепроводов, выявлено 14 тыс. опасных дефектов, из которых к концу 1997 г. отремонтировано 11 тыс., то есть около 80%.

В настоящее время с применением магнитных внутритрубных снарядов ежегодно проходит освидетельствование до 10 тыс. км газопроводов. С 1991 по 1998 г. благодаря им выявлено более 7,8 тыс. дефектов различного вида (вмятины, «задиры», коррозионные повреждения и т.п.), устранено более 2,1 тыс. наиболее опасных из них, заменено около 80 км труб.

Однако внутритрубную диагностику все-таки не следует фетишизировать. Ибо она не может дать полную аттестацию состояния трубопровода. Дело за комплексной диагностикой с использованием электрометрии, геоинформационных технологий и др.

Еще ждет решения и целый ряд сложных проблем взаимовлияния трубопроводов и природных комп лексов. Задача состоит в том, чтобы, с одной стороны, свести к минимуму техногенные воздействия в период строительства и эксплуатации трубопроводов; с другой — ослабить отрицательное влияние природных компонентов на их надежность.

Особенно сложное механическое и тепловое взаимодействие возникает между трубопроводами и геологической, гидрогеологической средой на многолетних мерзлых грунтах и заболоченных территориях.

В процессе строительства и эксплуатации происходит как бы их «вживание» в естественную природную среду. Часто это бывает с нарушением динамического равновесия, сопровождающегося активизацией природных процессов, негативным влиянием на техническое состояние трубопроводов, приводящим к аварийным ситуациям. К видам «отторжения» техногенного свойства можно отнести: пучение и просадку промерзающих, протаивающих грунтов, выпучивание (всплывание) участков трубопроводов, активизацию деструктурных мерзлотных, эрозионных и оползневых процессов, обводнение и заболачивание трасс. Установлена также связь аварийных ситуаций на трубопроводах с сейсмическими явлениями. Учитывая, что районы Восточной Сибири, Прибайкалья и Дальнего Востока, где намечается большая программа строительства трубопроводов, подвержены тектоническим подвижкам, важно и в дальнейшем проводить работы по геодинамическому районированию вдоль уже действующих, еще строящихся или планируемых трубопроводов.

Газотранспортная система мал — Европа

В конце ХХ века началась реализация новой крупной трубопроводной программы — построен первый участок (209 км) газотранспортной системы Ямал ­ Европа

В будущем, чтобы поставлять ямальский газ на континент, потребуется уложить две нитки газопровода протяженностью около 12 тыс. км при диаметре 1420 мм. Этот проект обеспечит подачу российского газа в Германию и Польшу в суммарном объеме 65,7 млрд м3. Ввод в число действующих только первого участка позволит транспортировать через территорию Белоруссии и Польши 3 млрд м3 газ в год. Начаты работы и на другой газопроводной системе — «Голубой поток» (рис. 2).

Газопровод Россия — Турция

Она рассчитана на перекачку из России в Турцию 16 млрд м3 газа в год. Сухопутная часть этой нитки выполняется из труб диаметром 1420 мм; последний участок, примыкающий к КС на берегу Черного моря, будет работать под давлением 10 МПа. Морской отрезок протяженностью 385 км, выполняемый из труб диаметром 610 мм, рассчитан на давление 25 МПа. Впервые в мировой практике он будет уложен на глубине 2150 м.

Началось строительство нефтепроводной системы Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) — Тенгиз — Астрахань — Новороссийск — общей протяженностью 1498 км (с учетом 750 км существующих нефтепроводов).

Проект нефтепроводов Каспийского трубопроводного консорциума

Она предназначена для экспортной транспортировки через нефтеналивной терминал на Черноморском побережье российской, казахстанской и азербайджанской нефти в объеме 64 млн т в год. Первая очередь (фаза 1) — строительство нового 250-километрового участка с диаметром труб 1016-1067 мм от г. Кропоткина — соединит сеть нефтепроводов России со вновь возводимым черноморским терминалом для экспорта 9 млн т в год (расчетная пропускная способность системы — 15 млн т в год).

Предусматривается также возведение нефтеперекачивающей станции, нефтехранилища и терминала в Новороссийске в виде выносного причального устройства (ВПУ).

Известно, что после распада СССР практически все нефтеналивные терминалы, за исключением Новороссийска и Туапсе, оказались на территории сопредельных государств. Поэтому часть российской нефти, поставляемой в Европу, идет транзитом через Украину и страны Балтии. Эта услуга обходится России порядка 600 млн долларов в год. Часть средств Украина использует для строительства нефтепровода Одесса — Броды. Цель — принять потоки нефти из Азербайджана, Туркменистана и Казахстана, минуя Россию, что скажется на усилении изоляции нашего государства от внешнего рынка.

Вот почему важное геополитическое значение для России имеет сооружение Балтийской трубопроводной системы (БТС), поскольку открывает прямой выход российской нефти на мировой рынок. Первая очередь БТС должна обеспечить экспорт нефти через порт на Балтийском море (Приморск) в объеме 12 млн т. Она предусматривает строительство нефтепровода Кириши — Приморск, нефтеналивного терминала в составе портового комплекса и нефтебазы (с достижением уровня в 18 млн т) в Приморске, а также реконструкцию и расширение уже действующего нефтепровода Ярославль – Кириши.

Проект Балтийской трубопроводной системы (раскрывается в отдельном окне браузера)

Общая сумма налоговых поступлений в бюджеты разных уровней за 90 лет эксплуатации БТС составит, по самым скромным подсчетам, 300 млн долларов. На очереди — реализация Сахалинских проектов. Ведется проработка сооружения газопровода с месторождений Иркутской области и Западной Сибири в Китай протяженностью более 600 км. В той же стадии — северный маршрут поставок газа в Европу через Балтику или по территории Финляндии и Швеции, а также южноевропейский, начинающийся в Словакии и заканчивающийся на границе с Италией; наконец, газопровод из Республики Саха в Южную Корею и Японию.

Варианты маршрута Североевропейского газопровода

Далее на очереди морские магистрали с месторождений Карского и Баренцева морей и, в первую очередь, со Штокманского месторождения.

На рубеже столетий для обеспечения надежного функционирования Единой системы газо снабжения необходимо найти оптимальное решение взаимосвязанных научно-технических проблем ее реконструкции, модернизации и дальнейшего развития. При этом следует учитывать соотношение внутренней и экспортной составляющих.

В 1990 г. потребление газа в России составляло 432 млрд м3. В последующем оно непрерывно снижалось, и прогноз показывает возможность сокращения до уровня 330 млрд м3. И только к 2015 г. планируется выход на уровень потребления в 430 млрд м3. С 1989 г. газовая отрасль не финансируется из бюджета и вследствие огромных задолженностей потребителей испытывает большие трудности.

В то же время нельзя допустить отставания газовой промышленности от роста производства в других отраслях. Поэтому и в XXI веке будут строиться новые трубопроводы. В следующей главе рассмотрим перспективы развития магистральных трубопроводов в России.

3. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО ЭКОНОМИЧЕСКОГО ПОЛОЖЕНИЯ, ПРОБЛЕМ И ПЕРСПЕКТИВ РАЗВИТИЯ СИСТЕМЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Основным экономическим показателем, характеризующим динамику развития системы магистральных трубопроводов является – грузооборот магистральных трубопроводов (см. таблица 3).

Таблица 3. – Грузооборот магистральных трубопроводов в России (миллиардов тонно-километров) [22]

Наиболее наглядно динамика грузооборота магистральных трубопроводов в России представлена на рис.1.

Рис.1. — Динамика грузооборота магистральных трубопроводов в России

По данным таблицы 3 и рис.1 видно, что на протяжении 1995-2006 гг. динамика грузооборота магистральных трубопроводов положительна, что говорит о развитии системы магистральных трубопроводов в России.

Проблемы развития системы магистральных трубопроводов

Степень надежности трубопроводного транспорта во многом определяет стабильность обеспечения регионов России важнейшими топливно-энергетическими ресурсами. Российские трубопроводные системы наиболее активно развивались в 1960-1980-е годы, в частности, система магистральных газопроводов начала формироваться 45 лет назад. И хотя в настоящее время газотранспортная система (ГТС) России признается всеми, в том числе за рубежом, как одна из наиболее эффективных и надежных систем в мире, в ее работе накопилось немало проблем. В настоящее время износ основных фондов ГТС составляет в среднем 56%, 14% газопроводов выработали нормативный срок службы, а средний возраст газопроводов близок к 22 годам. Одна треть оборудования газораспределительных станций (ГРС) выработала назначенный ресурс и требует замены. Усугубляет ситуацию и то, что в период 1990-2002 годов финансирование работ по реконструкции объектов транспорта газа осуществлялось в объеме, не превышающем 29% от потребности. Поэтому проводилась реконструкция только наиболее изношенных объектов. В результате снизилась производительность газопроводов, транспортирующих газ из Надым-Пур-Тазовского региона, основного газодобывающего региона России, которая в настоящее время составляет 518,1 млрд м3 в год при проектной мощности 577,8 млрд м ³ в год. Таким образом, запасы технологических резервов ЕСГ исчерпаны, и если не принять решительных мер, это может привести к необратимой деградации системы. Несколько лучше ситуация с нефтепроводной системой. Анализ технического состояния основных производственных мощностей АК «Транснефть» показал, что фактические сроки эксплуатации оборудования нефтеперекачивающих станций достигли 25-30 лет (см. «Возрастной состав действующих объектов АК «Транснефть»).

Тем не менее, обеспечение бесперебойного функционирования системы магистральных нефтепроводов, повышение экологической безопасности, снижение аварийности удается осуществлять благодаря правильно выбранной технической политике, в частности реализации Комплексной программы диагностики технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта. Возрастная структура основных фондов магистрального трубопроводного транспорта нефтепродуктов свидетельствует об их значительном износе — износ основных фондов превышает 70%. Средний срок эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов ОАО «АК «Транснефтепродукт» при нормативном 33 года составляет в настоящее время 26,2 года, свыше 7,6 тыс. км трубопроводов (40%) эксплуатируется более 33 лет. Ежегодная потребность в инвестициях для поддержания действующей системы в работоспособном состоянии составляет порядка $120-130 млн, фактически освоено на реконструкцию и техническое перевооружение в 2002 году $42,5 млн. Необходимо отметить, что в 2002 году вследствие принятых мер по повышению надежности аварий на нефтепродуктопроводах не было.

Перспективы развития системы магистральных трубопроводов

Развитие топливно-энергетического комплекса, предусмотренное Энергетической стратегией России на период до 2020 года, во многом будет определяться успешным решением задач, стоящих перед магистральным трубопроводным транспортом энергоресурсов. На сегодняшний день на территории Российской Федерации создана разветвленная сеть магистральных газопроводов, нефтепроводов, продуктопроводов, проходящих по территориям многих субъектов федерации.

Тезисно приведем основные проекты расширения системы магистральных нефтепроводов:

• þ Дальнейшее расширение Балтийской трубопроводной системы до 50 млн тонн нефти в год;
• þ Интеграция нефтепроводов «Дружба» и «Адрия» и формирование нового экспортного направления через глубоководный порт Омишаль (Хорватия), позволяющий принимать танкеры дедвейтом до 500 млн тонн, с доведением экспорта нефти до 15 млн тонн в год;
• þ Расширение пропускной способности нефтепровода Атырау-Самара;
• þ Увеличение экспорта нефти через Новороссийский порт Шесхарис до 50 млн тонн нефти в год;
• þ Создание новых российских мощностей по экспорту нефти на побережье Баренцева моря;
• þ Строительство нефтепровода Ангарск-Находка с отводом на Дацин (Китай) для транспортировки российской нефти в страны Азиатско-Тихоокеанского региона;
• þ Реконструкция и расширение действующей системы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».

Анализ накопленного в России и мире опыта проектирования, строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов, новые знания, полученные фундаментальной и прикладной наукой, позволяют представить на концептуальном уровне черты трубопроводов нового столетия. Магистрали ХХI века будут, вне всякого сомнения, высокоэффективными трубопроводами нового поколения, наделенными высоким уровнем обеспечения надежности и безопасности, чистыми в экологическом отношении. Значительно снизятся энергоемкость и энерговооруженность транспорта нефти и газа, причем само энергосбережение рассматривается как новый источник энергии.

На газопроводах в настоящее время в этом процессе осуществляется смена приоритетов, прежде всего за счет:

• внедрения низконапорных технологий транспортировки газа (снижение проектной степени сжатия);
• применения высокоэкономичных газоперекачивающих агрегатов (ГПА) новых поколений; внедрения внутреннего покрытия труб для снижения их шероховатости, что повысит производительность до 8-10%.

Только при кардинальном сокращении расхода газа на собственные нужды, достигающего 10% от объема транспортировки, можно обеспечить его эффективную подачу на расстояние до 5-6 тыс. км. Реконструкция газотранспортной системы, таким образом, должна быть сориентирована на снижение как энергетических затрат вообще, так и себестоимости транспортировки газа в частности. Это, в известной мере, — стратегическая задач, если учесть, что удельная энергоемкость транспортировки газа на российских газопроводах ныне примерно в 1,5 раза выше, чем на нитках западных компаний.

В то же время повышение эффективности этого вида транспорта напрямую связано с расширением использования высоких технологий. Так, например, НИТИ «Энергомаш» предлагает для ГПА использовать конструкционные керамические материалы, позволяющие работать при начальной температуре в 13500 С с сокращением расхода охлажденного воздуха в 4-5 раз.

В ближайшие годы предстоит реконструировать более 4 тыс. км газопроводов и 114 КС. Причем вторую задачу можно будет решить на основе конверсии в ВПК, благодаря которой были созданы новые газоперекачивающие агрегаты, применение которых позволит сократить расход топливного газа на 20-30%.

Исторически сложилось так, что нефтегазопроводы строились в нашей стране в условиях жесточайшего дефицита труб при отсутствии каких-либо энергосберегающих технологий. Отсюда и большие расходы на содержание самой большой в мире трубной транспортной системы — примерно 5-6 млрд долларов в год.

Для повышения ее рентабельности необходимо, в первую очередь, провести техническое и технологическое обновление, связанное с сокращением числа ниток на линейной части, компрессорных цехов на КС, ГПА с эффективным использованием резервов пропускной способности и др.

Элементы требований к трубопроводам нового поколения реализованы при проектировании транспортной системы Ямал — Западная Европа. Для них определены технические решения по обеспечению системной и конструктивной надежности (ее общий коэффициент оценен в 0,979), безопасности и живучести.

Стальные газопроводы и в новом веке будут играть доминирующую роль. Хотя в обозримом будущем, видимо, пока и не потребуются нефтепроводы диаметром более 1220 мм, максимальный для газопроводов останется равным 1420 мм. Начиная с 1971 г., на территории бывшего СССР и теперешней России построено 53 тыс. км газопроводов диаметром 1420 мм при рабочем давлении 7,4 МПа. Суммарная производительность этой системы по поступлению газа — 618 млрд м3. Интегральный дисконтированный эффект от внедрения системы трубопроводов диаметром 1420 мм, по расчетам ОАО «ЮжНИИгипрогаз», составил около 34 млрд долларов. При этом было сэкономлено около 13 млн т сварных труб большого диаметра. Эти данные подтверждают, что ука занный выше диаметр и далее остается самым оптимальным.

Многолетние исследования показали, что для сухопутных трубопроводов повышать давление выше 10 МПа неэффективно. Однако при наличии трубных сталей высокой прочности и особых условий при прокладке отдельных трасс оно может быть и большим. Это, в частности, касается и морских трубопроводов, где в силу специфических условий давление, как, например, на участке перехода через Черное море газопровода «Голубой поток», достигнет даже 25 МПа.

В дальнейшем, без сомнения, получат признание стеклопластиковые и металлостеклопластиковые трубы. Это в немалой степени будет связано с тем фактом, что в магистральном транспорте на первый план выдвинутся принципы его оптимальности: по взаимосвязанному технологическому и экономическому режиму, по растущей значимости экологической безопасности и мониторинга.

Новое развитие получат строительные технологии. Помимо совершенствования контактной и газоэлектрической сварки с автоматическим самоконтролем процессов, широкое применение найдет и лазерная сварка.

Принципиально по-новому будут строиться подводные переходы, повышенная надежность и безопасность которых станет достигаться с помощью использования метода наклонно-направленного бурения. На российском рынке уже появились специализированные компании для выполнения подобных работ. Таким способом, например, были выполнены сотни переходов через водные преграды различной степени сложности, в том числе российско-германским СП VIS & MOS, проложившим переход диаметром 1420 мм через Волго-Донской канал, или недавно законченное в суровых зимних условиях строительство двух переходов через реку Обь длиной 1250 м при диаметре в 400 мм, реализованное консорциумом ассоциации «Внештрубопроводстрой» и немецкой фирмой FAB.

Пожалуй, наиболее эффективным превентивным действием в ряду антиаварийных мероприятий является диагностика технического состояния трубопроводов. Она достигается с помощью комплексной диагностической системы, включающей в себя аэрокосмические методы, внутритрубные магнитные и ультразвуковые дефектоскопы нового поколения. Широкое применение получат также геоинформационные системы и системы глобального географического и геодезического позиционирования с использованием DGPS для построения электронных (цифровых) карт с нанесением на них действительного положения трубопровода, арматуры, трубных деталей, а также дефектов, выявленных внутритрубной диагностикой. По данным комплексной диагностики будут определяться уровень риска и остаточного ресурса трубопроводов, стратегия выборочного ремонта.

Полученные практические результаты по диагностике и использование технического мониторинга, эффективного технического обслуживания и ремонта позволят, по мнению специалистов «Транснефти», прогнозировать увеличение срока службы магистральных нефтепроводов до 30 лет.

Сооружения трубопроводного транспорта находятся в сложном взаимодействии с окружающей средой. «Центр экологической тяжести» нефтегазового комплекса, в том числе трубопроводов, перемещается в районы Западной Сибири и Крайнего Севера. Арктические и субарктические зоны относятся к зонам экологического риска. Не считая геологоразведки, нефтегазовый комплекс осваивает 11 тыс. км2 северных территорий.

Самый чувствительный экологический урон приносят аварии. Так, например, при разрушении продуктопровода широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) в Башкортостане территория поражения составила 2 км2. Наиболее тяжелые экологические последствия сопровождают аварийные ситуации на нефтепроводах. По утверждению экологов, по этой причине ежегодно теряется 1,5-2% добычи нефти. Но куда более впечатляет урон, наносимый окружающей среде. Так, аварии с крупными потерями нефти на нефтепроводе Харьяга — Усинск в Республике Коми в 1994 г. привели к загрязнению большой территории, включая реки Уса, Кольва и др.

Отсюда основная задача

Но не только проблемы добычи, переработки и транспортировки нефти и газа будут в дальнейшем занимать специалистов ТЭК и смежных с ним отраслей российской экономики. По их мнению, вторая половина нового столетия ознаменуется так называемой новой угольной волной. Уголь как новый старый вид топлива станет занимать в общем балансе все более приличествующую ему роль. В этих новых его позициях важное значение будет иметь опять же трубопроводный транспорт. И снова, исходя из соображений экологической безопасности.

В 1983-1985 гг. ВНИИПИ «Гидротрубопровод» совместно с итальянской фирмой Snampyrogetti разработал новую технологию приготовления и транспортировки высококонцентрированной водоугольной суспензии (ВВУС), в которой концентрация угля достигала 62% по массе, размеры его частиц — менее 350 микрон. Суспензия подается на форсунки котлоагрегата ТЭЦ по мазутной схеме.

Использование ВВУС на ТЭЦ и других энергетических объектах резко снижает экологическую нагрузку. Так, при сжигании ВВУС выбросы NОx снижаются на 50-70%, SОx — на 30-50%, пыли — на 80-90%, при этом полностью отсутствуют бензопирен и СО. И еще — очень существенный момент: ВВУС как топливо взрыво- и пожаробезопасно. Водоугольную суспензию следует считать альтернативным топливом по отношению к пылесжиганию и слоевому сжиганию угля, а также мазуту и газу. Стоимость одной тонны условного топлива (ТУТ) из ВВУС на 40% ниже тонны мазута и примерно равна стоимости тонны из газа.

Разработанная технология была реализована на опытно-промышленном углепроводе Белово — Новосибирск. По трубопроводу диаметром 530 мм длиной 262 км можно было подавать по 3 млн т в год в пересчете на сухой уголь (необходимо отметить, что трубопровод подобной длины для переброски ВВУС до сих пор не сооружен нигде в мире).

В период пробных пусков в 1990-1992 гг. на Новосибирскую ТЭЦ-5 было подано более 300 тыс. т ВВУС. Технология полностью себя оправдала и может служить хорошей базой для совершенствования трубопроводного транспорта угля в будущем веке.

ТЭК является важнейшей структурной составляющей экономики России, производящей более четверти ее промышленной продукции и определяющей жизнедеятельность производительных сил и всего населения. Поэтому на пороге ХХI века становится особенно актуальной разработка новых идей развития нефтегазового комплекса в целом и всех его составных частей, включая трубопроводный транспорт. Это необходимо для обеспечения энергетической безопасности России и, конечно, для реализации концепции устойчивого развития общества.

Перспективы развития: газопроводы

Для поддержания работоспособности газотранспортной системы необходимо постоянное проведение реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа в оптимальных объемах. Прогнозируемые на период до 2010 года объемы добычи газа газодобывающими предприятиями ОАО «Газпром» и объемы, заявленные независимыми производителями, могут быть обеспечены транспортными возможностями ГТС только при условии 100%-ного финансирования планируемых объемов реконструкции. В результате реконструкции должно быть достигнуто, во-первых, обеспечение планируемых объемов транспортировки с учетом ввода новых месторождений, включая транспортировку на экспорт. Во-вторых, повышение надежности газотранспортной системы, а также обеспечение промышленной и экологической безопасности объектов транспорта газа и повышение эффективности транспорта газа в целом. Работы по реконструкции будут проводиться на основе комплексного выполнения работ по всем технологическим составляющим газотранспортной системы (линейная часть, компрессорные станции и другие системы), и во взаимосвязи с планируемым развитием ЕСГ в целом. По расчетам ОАО «Газпром» суммарная потребность в капитальных вложениях на реконструкцию в период до 2006 года составляет 230,6 млрд рублей, в том числе по КС — 81,7 млрд рублей, по линейной части — 74,0 млрд рублей, по прочим объектам — 75,2 млрд рублей. В итоге объемы работ по реконструкции линейной части газопроводной системы до 2020 года составят 27,5 тыс. км, кроме того, потребуется замена и модернизация газоперекачивающих агрегатов суммарной мощностью 25 тыс. МВт. Вопросы реконструкции и нового строительства будут решаться в комплексе, что позволит повысить эффективность функционирования и развития ЕСГ и обеспечить подачу газа потребителям. Что касается нового строительства, в период до 2020 года, по данным ОАО «Газпром», в целом по ЕСГ потребуется строительство около 28 тыс. км новых магистральных газопроводов, включая подводящие газопроводы и межсистемные перемычки, преимущественно диаметром 1420 мм на давление 7,5-10 МПа, а также 144 компрессорных станций суммарной мощностью более 10 тыс. МВт. Помимо этого, предусматривается развитие мощностей подземных хранилищ газа (ПХГ) до 75 млрд м ³ активного газа за счет строительства новых и расширения действующих. Экспорт газа за рассматриваемый период прогнозируется увеличить на 20-30%. Наряду с использованием возможностей традиционных европейских рынков сбыта природного газа Россия заинтересована в диверсификации направлений экспорта. Уже к концу первой половины рассматриваемого периода будут реализованы меры по существенной диверсификации экспортных потоков российских энергоносителей в южном и восточном направлениях. В последующие годы эти направления (прежде всего страны Северо-Восточной Азии и Азиатско-Тихоокеанского региона в целом) будут занимать все больший удельный вес в географической структуре экспорта энергоресурсов из России. Особое место в этой связи занимает вопрос развития газотранспортных систем в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Здесь потребуется построить более 7000 км магистральных газопроводов и ввести в эксплуатацию на базовых месторождениях 13 установок комплексной подготовки газа. К приоритетным крупномасштабным международным проектам относятся также проекты по сооружению экспортных газотранспортных систем Ямал-Европа и Северо-Европейский газопровод.

Перспективы развития: нефтепроводы

Учитывая значимость нефтепроводного транспорта для национальной экономики, в ближайшей перспективе транспортные ограничения способны стать одним из серьезных препятствий при реализации долгосрочных целей государственной промышленной политики. Стратегическая важность и актуальность рассмотрения вопросов развития транспортного потенциала российской нефти обусловлена тремя основными факторами. Во-первых, на европейском рынке ожидается существенный рост поставок каспийской нефти (построенный нефтепровод КТК и ожидаемый Баку-Джейхан).

Во-вторых, в странах Азиатско-Тихоокеанского региона имеется и растет дефицит сырой нефти, уже исчисляемый сотнями миллионов тонн. И, наконец, не следует упускать из виду возможность экспорта российской нефти в США. Перспектива развития системы магистральных нефтепроводов строится на основе анализа прогнозных балансов добычи и потребления нефти, тенденции потребности в нефти на мировых рынках, фактического состояния системы магистральных нефтепроводов, а также обеспечения экономической безопасности России. Концепцией развития системы магистральных нефтепроводов России определена основная идея — расширение существующих и создание новых экономически эффективных экспортных направлений транспортировки нефти. Целью при этом является привлечение инвестиций в развитие ТЭК России, увеличение объемов добычи нефти, обеспечение стратегических и экономических интересов России, удовлетворение потребностей российских производителей нефти и создание привлекательных условий для транзита нефти стран СНГ через территорию Российской Федерации. Осуществление компанией «Транснефть» ряда проектов по строительству новых магистральных нефтепроводов, а также расширение и увеличение производительности действующей системы магистральных нефтепроводов позволит обеспечить надежные поставки нефти на нефтеперерабатывающие заводы и даст российским нефтяным компаниям возможность выхода на новые перспективные рынки сбыта в Западной Европе, странах Азиатско-Тихоокеанского региона. Важно отметить, что в соответствии с решением правительства Российской Федерации Минэнерго России поручено совместно с другими заинтересованными министерствами и организациями доработать представленные предложения по развитию нефтяного комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока и созданию нефтепроводной системы в направлении Ангарск-Находка с ответвлением на Китай (Дацин).

Энергетической стратегией России на период до 2003 года предусмотрено развитие транспортной инфраструктуры нефтяного комплекса. Система магистральных нефтепроводов получит дальнейшее развитие в основном за счет реализации нескольких проектов (см. «Проекты расширения системы магистральных нефтепроводов»).

Для обеспечения развития экспортных направлений с целью увеличения экспорта нефти необходимо реализовать не только проекты строительства новых нефтепроводов, но и осуществлять реконструкцию и расширение действующей системы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть». Кроме того, развитие системы магистральных нефтепроводов должно быть органично связано со строительством новых и расширением действующих нефтяных терминалов в морских портах и сливо-наливных железнодорожных эстакад. В целом же при создании единой транспортной системы необходимо увязать развитие системы магистральных нефтепроводов с программами развития морских портов и железнодорожного транспорта.

Перспективы развития: продуктопроводы

Основными положениями Энергетической стратегии России на период до 2020 года намечено увеличить объемы переработки нефти на российских НПЗ в 2020 году с одновременным увеличением глубины переработки. Кроме того, стратегическим направлением в реализации энергетической политики страны на длительное время становится рост экспорта готовой продукции (моторных топлив).

Одной из проблем здесь является тот факт, что отсутствие в Российской Федерации собственных трубопроводных экспортных направлений приводит к ежегодным потерям бюджета в размере около $200 млн, связанным с транзитными поставками нефтепродуктов через страны Балтии. В этих условиях стратегической задачей России является развитие собственных экспортных перегрузочных комплексов для светлых нефтепродуктов и создание нефтепродуктопроводных систем в экспортных направлениях. Это позволит повысить эффективность экспорта с обеспечением энергетической безопасности и экономической независимости от стран ближнего и дальнего зарубежья. Учитывая эти обстоятельства, дальнейшее развитие системы нефтепродуктопроводов будет вестись в двух направлениях. Во-первых, это реконструкция и техническое переоснащение действующих нефтепродуктопроводов. Объемы инвестиций для реализации комплексной программы диагностики, технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта магистральных нефтепродуктопроводов на период 2003-2010 годов оцениваются в 23,4 млрд рублей. Во-вторых, сооружение новых магистральных трубопроводов к морским терминалам Балтийского и Черного морей. Это проекты Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск и Сызрань-Саратов-Волгоград-Новороссийск, а также строительство магистрального нефтепродуктопровода Андреевка-Альметьевск, который позволит загрузить планируемый нефтепродуктопровод Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск. Итогом реализации этой комплексной программы станет увеличение протяженности магистральных нефтепродуктопроводов ОАО «АК «Транснефтепродукт» к 2010 году до 22,1 тыс. км против 19,1 тыс. км в 2002 году. При этом проекты строительства новых магистральных нефтепродуктопроводов дадут возможность увеличить транспорт нефтепродуктов от российских НПЗ к 2010 году на 36,3 млн тонн, в том числе на экспорт — на 34 млн тонн в год.

В целом Министерство энергетики, ориентируясь на положения Энергетической стратегии России до 2020 года, высоко оценивает программы развития магистрального трубопроводного транспорта, в случае реализации которых будут достигнуты значительные результаты как в развитии нефтегазовой отрасли, так и в расширении и закреплении позиций России на мировых рынках энергоресурсов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Развитие топливно-энергетического комплекса, предусмотренное Энергетической стратегией России на период до 2020 года, во многом будет определяться успешным решением задач, стоящих перед магистральным трубопроводным транспортом энергоресурсов.

На сегодняшний день на территории Российской Федерации создана разветвленная сеть магистральных газопроводов, нефтепроводов, продуктопроводов, проходящих по территориям многих субъектов федерации.

Для газопроводов основной задачей является реконструкция существующих, а в дальнейшем и проекты нового строительства. Для нефтепроводов — реализация, вслед за успешной БТС, проектов новых экспортных маршрутов, а для продуктопроводов — строительство новых, независимых от транзита через страны СНГ экспортных магистралей. Важно, что для решения этих задач Минэнерго и компаниями разработаны и уже реализуются соответствующие программы.

Анализ накопленного в России и мире опыта проектирования, строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов, новые знания, полученные фундаментальной и прикладной наукой, позволяют представить на концептуальном уровне черты трубопроводов нового столетия. Магистрали ХХI века будут, вне всякого сомнения, высокоэффективными трубопроводами нового поколения, наделенными высоким уровнем обеспечения надежности и безопасности, чистыми в экологическом отношении. Значительно снизятся энергоемкость и энерговооруженность транспорта нефти и газа, причем само энергосбережение рассматривается как новый источник энергии.

Учитывая значимость трубопроводного транспорта для национальной экономики, в ближайшей перспективе транспортные ограничения способны стать одним из серьезных препятствий при реализации долгосрочных целей государственной промышленной политики. Отсутствие трубопроводной транспортной инфраструктуры в восточных регионах России сдерживает разработку перспективных нефтяных месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, имеющих ключевое значение для развития экспорта нефти в

Стратегическая важность и актуальность рассмотрения вопросов развития транспортного потенциала российской нефти обусловлена следующими основными факторами:

• добыча нефти в России стабильно растет и, по некоторым оптимистическим прогнозам, может составить уже к 2010 году 574 млн. тонн в год;
• потребление нефти в России стабилизировалось;
• в восточных регионах страны интенсивность освоения новых месторождений напрямую связана с развитием транспортной инфраструктуры;
• на европейском рынке ожидается существенный рост поставок каспийской нефти (построенный нефтепровод КТК и ожидаемый Баку-Джейхан);
• в странах Азиатско-Тихоокеанского региона имеется и растет дефицит сырой нефти, уже исчисляемый многими сотнями миллионов тонн;
• вопрос экспорта российской нефти в США приобретает все более актуальный характер.

Перспектива развития системы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» строится на основе анализа прогнозных балансов добычи и потребления нефти, тенденции потребности нефти на мировых рынках, фактического состояния системы магистральных нефтепроводов, а также обеспечения экономической безопасности России. При этом ключевая роль в формировании прогнозных балансов добычи и потребления нефти должна быть отведена Министерству энергетики Российской Федерации.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/neftegazoprovodyi/

1. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года www.transafety.ru/issue/2004/articals/126.htm [Электронный ресурс] – 01.04.08

2. СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы» www.vsestroi.ru/snip_kat/b85c23ef6766e6e0b1dd43953b66d677_2.php [Электронный ресурс] – 01.04.08.

3. Богданчиков С. Хорошие перспективы на Сахалинских и других проектах// Международная жизнь. – 2000. — №3. – с. 47-50

4. Волконовский В. А., Кузовкин А. И. Ценовые и финансовые проблемы ТЭК//Проблемы прогнозирования. – 2000. -№1. – с. 77-94

5. Волконовский В. Нефтяной комплекс: финансовые потоки и ценообразование//Экономист. – 2002. — №5. – с. 21-35

6. Воронина Н. В. Роль России на мировом рынке нефти//Дайджест-финансы. – 2005. -№9. – с. 13-20

7. Гурвич Е. Макроэкономическая оценка роли российского нефтегазового комплекса//Вопросы экономики. – 2004. — №10. – с. 4-31

8. Дмитриевский А. Н. Восточные нефтегазовые проекты//Энергия. – 2000. — №2. – с. 2-9

9. Дранкин С. Е. «Сибнефть» раскрыла карты//Эксперт. – 2000. — №29. – с. 26-27

10. Инвестиционная привлекательность нефтегазового комплекса России//Рынок ценных бумаг. – 2000. — №15

11. Калюжный В. Нефть России//Международная жизнь. – 2003. — №5. – с. 75-84

12. Коренев В. М. России нужен стратегический запас нефти//Энергия. – 2000. — №9. – с. 8-12

13. Лиухто К. Российская нефть: производство и экспорт//Вопросы экономики. – 2003. — №9. – с. 136-146

14. Попов О. Более 30 лет на мировом рынке // Международная жизнь. – 2000. — №3. – с. 56-64

15. Проект ФЗ «О магистральном трубопроводном транспорте» asozd2.duma.gov.ru/work/dz.nsf/ByID/2004C50A2A01083F432571BB0058C58FOpenDocument [Электронный ресурс] – 01.04.08.

16. Сибиров М. Г. Проблемы и перспективы нефтегазового комплекса Татарстана//Энергия. – 1998. №11. – с. 2-4

17. Славнефть: по материалам годового отчета// Рынок ценных бумаг. – 2000. — №15. – с. 101-104

18. Современное состояние системы магистральных трубопроводов www.transafety.ru/issue/2004/articals/126.htm [Электронный ресурс] – 01.04.08.

19. Сургутнефтегаз: по материалам годового отчета// Рынок ценных бумаг. – 2000. — №15. – с. 74-79

20. Татнефть: по материалам годового отчета// Рынок ценных бумаг. – 2000. — №15. – с. 86-91

21. Цветков В. Необходим рост на основе высоких технологий// Экономист. – 2005. — №6. – с. 27-37

22. Официальный сайт Федеральной службы государственной статистики [http://www.gks.ru / ]

23. www.businesspravo.ru/Docum/DocumShow_DocumID_69406.html [Электронный ресурс] – 01.04.08.

24. www.vashdom.ru/snip/20506-85/[Электронный ресурс] – 01.04.08.

25. www.vsluh.ru/news/oilgas/107686.html [Электронный ресурс] – 01.04.08.

26. www.neftegaz.ru/library/?id=gost&gostid=126 [Электронный ресурс] – 01.04.08.

27. www.fstrf.ru/dep/gas/doc/211 [Электронный ресурс] – 01.04.08.

28. www.b2b-energo.ru/market/view.html ?id=24059 [Электронный ресурс] – 01.04.08.