Началась реконструкция трубопровода Уса - Ухта - Ярославль с использованием новых технологий

Нефть России . 17.05.02, Москва, 00:00 В рамках строительства Балтийской трубопроводной системы (БТС), предназначенной для экспортной транспортировки нефти Тимано-Печоры и Западной Сибири через новый нефтяной терминал в Приморске (Ленинградская область), АК «Транснефть» и ее дочернее предприятие - ОАО «Северные магистральные нефтепроводы» («СМН») приступили к реконструкции трубопровода Уса - Ухта - Ярославль. Поставлена цель увеличить пропускную возможность и эксплуатационную надежность магистрали, построенной около тридцати лет назад.

На первом этапе реконструкции намечено полностью заменить наиболее изношенные участки трассы - подводные и воздушные переходы через водные преграды. А их на всей трассе нефтепровода, протянувшегося на 1 559 км от Печоры до Волги, свыше сотни: 97 подводных и 15 - воздушных (или вантовых, как их именуют нефтяники). Все они были построены в свое время традиционными методами. Для укладки подводных переходов - дюкеров - предварительно на дне реки поперек ее русла разрабатывалась траншея. Затем в нее укладывался дюкер и засыпался грунтом. В результате на месте перехода начиналась эрозия, размыв берега, это ухудшало реологию водного потока. Да и сам дюкер испытывал излишнее напряжение, что снижало его надежность, грозя неожиданным возникновением свищей, а то и возможным порывом трубы. То же избыточное напряжение постоянно испытывали воздушные переходы.

Вот почему в ОАО «СМН» решили в первую очередь заменить эти переходы на новые. Все они будут подводными, но проложены по принципиально новой технологии. Вместо разработки траншей на дне водных преград здесь теперь применяют метод наклонно-направленного бурения скважин под дном реки. После окончания строительства такой скважины, соединяющей два противоположных берега реки, по ней и протаскивается новый дюкер, сваренный из более прочных труб и с заводской изоляцией.

Первый такой переход был проложен менее чем за один месяц под дном реки Тобысь - в нескольких десятках километров от Ухты. Для него была пробурена скважина на глубину 18 метров в скальном грунте. Теперь буровая бригада переброшена на другой участок трассы нефтепровода, в район перехода через реку Ропчу. А тем временем специалисты «СМН» готовят новый подводный переход через реку Тобысь к подключению к действующей магистрали. После ввода его в эксплуатацию будет демонтирован старый вантовый переход.

Нефтепровод Уса—Ухта требует модернизации

трубопроводный транспорт

Многолетний рост добычи в России привел к тому, что недропользователи различных регионов начали добывать больше нефти, чем могут пропустить магистральные нефтепроводы Транснефти . Такая ситуация, к примеру, сложилась в Тимано-Печорской нефтяной провинции, которую с Транснефтью связывает трубопровод Уса--Ухта. Основным нефтедобытчиком в этом регионе является ЛУКОЙЛ — именно его Транснефть недавно обвинила в том, что он недопоставил в ее систему в этом году 3 млн т нефти. ЛУКОЙЛ же связывает нарушение своих обязательств, в частности, с низкой пропускной способностью нефтепровода Уса--Ухта.

Трубопровод Уса--Ухта был построен в 1973 году после открытия крупнейшего в Коми Усинского месторождения. В 1975 году была введена первая очередь нефтепровода Ухта--Ярославль. Проектная мощность магистрального трубопровода Уса--Ухта составляет 16,4 млн т нефти в год, трубопровода Ухта--Ярославль — 20,3 млн т. На проектную мощность оба нефтепровода вышли в 1982 году, когда в Коми добывалось 19 млн т нефти в год. Оба маршрута эксплуатирует входящая в Транснефть компания Северные магистральные нефтепроводы . В начале 1990-х годов в период резкого спада добычи в регионе по Северным магистральным нефтепроводам транспортировалось 7-8 млн т в год. Загрузка начала увеличиваться в 2000 году, причем в этом году объемы транспортировки выросли на четверть.

С июля транспортная монополия начала закачивать в нефтепровод Уса--Ухта антитурбулентные присадки, которые позволят прокачивать по нему до 18,2 млн т нефти в год, что на 1,8 млн больше, чем мог пропустить трубопровод без их использования. Однако если добыча в регионе будет расти и дальше, этой меры хватит ненадолго. За счет ввода новых месторождений в Ненецком АО объемы добычи в Тимано-Печоре в этом году могут достигнуть 20 млн т.

По данным заместителя министра промышленности Республики Коми Сергея Потрясова, за пять месяцев этого года нефтяными компаниями, зарегистрированными в Коми, добыто 6,3 млн т нефти (рост к уровню 2003 года составил 21%). Ожидается, что в этом году добыча в республике достигнет 10 млн т, примерно столько же — в НАО. По прогнозу территориального отделения Центральной комиссии по разработке нефтегазовых месторождений Минпромэнерго, добыча нефти в Тимано-Печоре к 2006 году должна составить 24-25 млн т.

В Федеральном агентстве по энергетике (ФАЭ) прошло совещание, на котором обсуждалось, как и за чей счет можно увеличить прокачку нефти по Северным магистральным нефтепроводам . В течение одного-двух лет мощность нефтепровода Уса--Ухта должна быть наращена до 23,3 млн т в год. Стоимость работ оценивается приблизительно в 5 млрд руб. Проблема в том, на чьи деньги они будут производиться. В ФАЭ принято решение разработать проект соглашения на условиях качай или плати и сделать расчет базовой и текущей составляющих тарифа. Таким образом, Транснефть будет модернизировать трубопровод за свой счет, но заявленные объемы будут оплачивать нефтяники вне зависимости от того, поставят они нефть в трубопровод или нет.

Отметим, что еще 19 октября глава Транснефти Семен Вайншток заявлял журналистам, что основным недопоставщиком нефти в систему Транснефти является ЛУКОЙЛ, сдавший почти на 3 млн т меньше заявленного объема. Высокопоставленный сотрудник ЛУКОЙЛа в беседе с корреспондентом Ъ признал, что его компания добыла меньше нефти, чем планировала, однако он обвиняет в этом саму Транснефть . ЛУКОЙЛ очень часто вынужден отказываться от финансирования добычных проектов из-за того, что его дочерние компании не могут договориться с 'Транснефтью' об увеличении объемов прокачки. Такая ситуация, например, складывается на нефтепроводе Уса--Ухта, и ЛУКОЙЛ вынужден сдерживать рост добычи на месторождениях в Республике Коми. Подобные проблемы испытывают и другие компании — 50 млн т нефти, которые идут по альтернативным маршрутам, и есть показатель реального дефицита экспортных трубопроводных мощностей ,— заявил Ъ представитель ЛУКОЙЛа.

Привязка нефтяных компаний к альтернативным маршрутам со временем приведет к определенному снижению роли нынешних нефтепроводов Транснефти в обеспечении экспортных потребностей нефтекомпаний. Предполагается, что до 2010 года пропускная способность нефтепровода Уса--Ухта может быть доведена до 30 млн т в год. Вместе с тем в Транснефти отмечают, что говорить сейчас о далеких перспективах расширения Северных магистральных нефтепроводов вряд ли уместно. Отметим, что крупнейшие недропользователи по мере освоения Тимано-Печоры все больше ориентируются на поворот нефтяных потоков не в сторону Балтики, как это планировалось при строительстве входящей в Транснефть Балтийской трубопроводной системы, а на север, где добывающие компании создают собственную инфраструктуру для перевалки нефти. ЛУКОЙЛ — через терминал Варандей, Роснефть — через Архангельск и танкер-накопитель Белокаменка , стоящий под Мурманском.

Но главное, все недропользователи Тимано-Печоры рассчитывают, что в течение ближайших лет через этот регион пройдет нефтепровод из Западной Сибири в сторону Баренцева моря (в Транснефти сейчас рассматривают маршруты Сургут--мыс Святой Нос и Сургут--мыс Большой Румяничный). Именно с ним нефтяники и связывают глобальное решение проблемы вывоза нефти из Тимано-Печоры.

Пропускную способность нефтепровода Уса-Ухта к июлю 2005 года планируется увеличить на 1,9 миллиона тонн в год

17 августа 2004 года, 10:09

Пропускную способность нефтепровода Уса-Ухта ОАО Северные магистральные нефтепроводы /дочернее предприятие ОАО АК Транснефть / к июлю 2005 г планируется увеличить на 1,9 млн т в год.

По сообщению Федерального агентства по энергетике, на совещании по вопросу об увеличении пропускной способности нефтепровода Уса - Ухта 12 августа было отмечено увеличение в июле 2004 г пропускной способности нефтепровода Уса-Ухта и сдачи нефти нефтедобывающими организациями в этот нефтепровод более чем на 95 тыс т по отношению к июню 2004 г.

Напомним, на сегодня пропускная способность нефтепровода составляет 18,2 млн т в год.

Увеличение достигнуто за счет применения антитурбулентных присадок. Технические возможности нефтепровода Уса-Ухта к июлю 2005 г планируется увеличить на 1,9 млн т в год.

В ходе совещания чиновники рассмотрели проекты регламентов использования пропускных возможностей нефтепроводов Уса-Ухта и Харьяга-Уса , предусматривающие перераспределение невостребованных мощностей, исходя из принципа равнодоступности. В целях недопущения потерь технических возможностей нефтепровода Уса-Ухта принято решение учесть в регламентах использования пропускной возможности нефтепроводов возможность осуществления опережающих поставок нефтяного сырья в суточном режиме, без изменения общего объема приема-сдачи нефти на текущий период от конкретного производителя. Нефтедобывающим организациям поручено рассмотреть и представить замечания и дополнения в проекты регламентов.

Также, на совещании рассмотрен разработанный ОАО АК Транснефть комплекс мероприятий по увеличению пропускной возможности нефтепроводов Уса-Ухта и Ухта-Ярославль на среднесрочную и долгосрочную перспективу, в том числе, в целях увеличения пропускной возможности нефтепровода Уса-Ухта до 23,3 млн т в год (на участке ПСП Лемью - НПС Ухта ). Чиновники приняли решение разработать проект соглашения об увеличении пропускной возможности нефтепровода Уса-Ухта на среднесрочный период на условиях качай или плати и расчет базовой и текущей составляющей тарифа.

*** Нефтепроводы Уса-Ухта и Ухта-Ярославль находятся на балансе ОАО Северные магистральные нефтепроводы , которое осуществляет транспортировку нефти по территории Республики Коми, Архангельской, Вологодской и Ярославской областей. Загрузка нефтепровода Уса - Ухта в 2004 г составила 80 проц, загрузка нефтепровода Ухта - Ярославль - 55,2 проц.

Комиинформ

• Печаль 0
• Радость 0
• Гнев 0
• Удивление 0
• Восторг 0

Экскурс в историю нефтепроводного транспорта

После распада СССР многие республики столкнулись с проблемами в экономическом развитии. Страны не смогли поддерживать доставшуюся им в наследство от союзного государства инфраструктуру. Сильный удар был нанесен по нефтепроводной отрасли. Не имея собственной сырьевой базы, бывшие республики вынуждены были стать транзитерами. В свою очередь, российская нефтепроводная отрасль смогла не только сохранить былое величие, но и преумножить его за счет запуска крупнейших проектов, позволивших в несколько раз расширить географию экспортных направлений.

Нефтепроводная история с кавказскими корнями

История нефтепроводного транспорта РФ берет свое начало еще в конце XIX века. Первые нефтяные промыслы в России начали развиваться в районе Баку и Грозного. Соответственно, там же появились и первые нефтепроводы. Изначально это были небольшие нефтепроводы, по которым нефть транспортировалась из промысловых регионов до ближайшего города. Длина первого нефтепровода составляла всего 10 км, а мощность не превышала 0,47 млн. тонн в год.

Несмотря на явные преимущества нефтепроводного транспорта, которые стали очевидны после запуска первых трубопроводов, развитие нефтепроводной системы в России шло медленно. Владельцы железных дорог, которые занимались перевозкой нефти, имели мощное лобби в правительстве, что тормозило развитие трубопроводного транспорта. К концу 1914 году в России было построено лишь около 1,2 тыс. км. нефтепроводов.

Первая мировая война, революция, гражданская война не способствовали развитию нефтяной промышленности в целом и трубопроводного транспорта, в частности. В результате до 1926 года строительство магистральных нефтепроводов практически не велось. Однако необходимость в эффективной транспортировки нефти была очевидна, особенно после возобновления роста объемов нефтедобычи. В результате в 30-40 годы ХХ века возобновилось активное строительство нефтепроводов на юге России. Основной целью была доставка нефти к берегам Черного и Каспийского морей.

Также в начале 30-х годов началась добыча нефти на территории Казахстана, что способствовало началу развития нефтепроводного транспорта и в этом регионе. В 40-е годы были открыты нефтяные месторождения в Башкирии, началось активное освоение территорий между Волгой и Уралом. Развитие именно волго-уральского бассейна стимулировала начавшаяся Великая Отечественная война, практически полностью разрушила трубопроводную систему на юге России.

Ориентация - экспорт

В послевоенные годы именно волго-уральский бассейн стал ключевым для нефтяной отрасли. Регион довольно быстро оброс целой сетью магистральных нефтепроводов. Отсюда нефть стала направляться как в европейскую часть страны, так и на восток. В частности, были построены нефтепроводы в Новосибирск и далее в Иркутск. Была построена ветка на север – в Пермь. Одновременно восстанавливалась транспортная сеть на юге страны, где были восстановлены трубопроводы «Баку-Супса», а также сеть нефтепроводов в республиках Северного Кавказа и на черноморском побережье России. Это был один из наиболее активных этапов развития трубопроводной системы в СССР. Если к 1950 году общая протяженность нефтепроводов в стране составляла 5400 км, то уже через пять лет эта цифра почти удвоилась.

Между тем, объемы нефтедобычи в стране стремительно росли, началась добыча в Казахстане и Туркмении, открывались новые месторождения в Западной Сибири. В результате было принято решение построить первый экспортный нефтепровод – «Дружба», по которому нефть транспортировалась в Польшу, Чехословакию, Венгрию, ГДР. Две ветки трубопровода были построены к 1966 году. Нефтепровод и сейчас является одним из основных экспортных маршрутов. Таким образом, в 60-е годы прошлого века в СССР появилось очертание современной нефтепроводной системы.

В 70-е годы нефтяная отрасль «углубляется» на север страны. Нефтяные разрабатываются все более труднодоступные месторождения, расположенные в условиях крайнего севера.

К середине 80-х годов нефтепроводная система СССР была практически сформирована. Фактически шла достройка и модернизация уже существующих маршрутов. Нефть добывалась преимущественно в Западной Сибири, волго-уральском бассейне и Азербайджане. Основными экспортными коридорами были Белоруссия – в центральную Европу, черноморское побережье – на южные европейские рынки, и прибалтийские порты – на север Европы.

Распад СССР и первые жертвы

К 1990 году в СССР работала нефтепроводная система общей протяженностью свыше 70 тыс. км. Управление магистральными нефтепроводами осуществляла Главтранснефть. С распадом СССР строительство новых нефтепроводов было заморожено. Сама трубопроводная система оказалась на территории 15 новых государств. Единая система управления нефтепроводами осталась только в России, она контролировала около 50 тыс. км. нефтепроводов.

Проблемы в экономике новообразованных государств затормозили развитие нефтяной отрасли в целом. Только к концу 90-х годов, когда нефть на мировых рынках начала дорожать, у стран СНГ появилась возможность привлечь инвесторов в нефтяную отрасль.

В результате Азербайджан начал строительство нефтепровода в Турцию для дальнейшей транспортировки нефти в Европу. Туркмения и Казахстан начали искать возможности выхода на китайский рынок. В то же время Казахстан совместно с Россией в начале двухтысячных годов, реализовал проект КТК – нефтепровод, транспортирующий казахстанскую нефть в российские порты и далее в Европу.

Однако большинство стран СНГ не имело собственной ресурсной базы, поэтому оставшиеся в наследство СССР нефтепроводы, они лишь поддерживали в рабочем состоянии, для обеспечения поставок нефти из России или Азербайджана. Впрочем и это удается не всегда, например, ответвление от нефтепровода «Дружба» в Прибалтику было закрыто в связи с изношенностью маршрута.

Попытки построить самостоятельную нефтепроводную систему в таких странах пока безуспешны. В частности, Украина уже много лет пытается запустить собственный транзитный маршрут, однако работа нового трубопровода по-прежнему зависит от российских поставок.

Нефтепроводы России сегодня

В то же время российская компания «Транснефть», получившая в наследие от Главтранснефти нефтепроводную сеть, в настоящее время активно реализует собственные трубопроводные проекты. Это позволит России уже в ближайшем будущем снизить зависимость от транзитных государств, а экспорт нефти осуществлять чрез собственные порты.

Экспорт нефти из России осуществляется по трем основным направлениям. В Европу Россия экспортирует нефть по нескольким маршрутам. Два из них транзитные – это направления через Белоруссию и Украину. Также нефть экспортируется через порты «Туапсе» и «Новороссийск» на Черном море и «Приморск» и «Усть-Луга» на Балтийском. В азиатском направлении экспорт нефти осуществляется в Казахстан. Недавно было открыто и третье направление экспорта нефти – восточное. Первая очередь нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» позволяет экспортировать нефть в Китай, а также осуществлять поставки на рынки АТР.

Учитывая значение нефтяной отрасли для экономики страны, Россия пытается извлечь максимальную выгоду от имеющихся ресурсов. Одной из задач в этом направлении является оптимизация транспортной системы. В частности, Россия пытается свести до минимума транзитные риски. В результате «Транснефть» реализует проект «Балтийская трубопроводная система – 2».

Новый нефтепровод позволит существенно снизить объемы экспорта через Украину и Белоруссию. При этом увеличится загрузка отечественного порта в Приморске. На географии экспорта это практически не скажется. Во-первых, прежний маршрут, несмотря на снижение объемов загрузки, продолжит работу. Во-вторых, перенаправленные объемы нефти будут экспортироваться на прежние рынки с загрузкой в трубопроводные системы стран-потребителей в портах северных морей, без транзитных издержек.

Еще одним важным направлением в плане повышение эффективности работы нефтяной отрасли является диверсификация рынков сбыта. В этих целях реализуется один из крупнейших проектов – нефтепровод ВСТО. Первая очередь ВСТО уже построена. Маршрут уже позволяет осуществлять трубопроводные поставки нефти в Китай, куда ранее нефть поставлялась только по железной дороге, что гораздо дороже. Также первая очередь ВСТО позволила выйти российской нефти на рынки АТР. Пока из конечной точки ВСТО-1 к терминалу на побережье Тихого океана нефть доставляется железнодорожными цистернами, однако с реализацией второй очереди ВСТО, начнутся и трубопроводные поставки.

Выход на рынки АТР, это не только новые возможности для сбыта российских энергоресурсов, но и снижение зависимости от европейского рыка сбыта, который ранее был практически единственным для России. В этом плане переоценить значение трубопровода ВСТО крайне сложно. Кроме того, мощная нефтяная инфраструктура на востоке страны подразумевает развитие и менее крупных проектов.

Строящийся нефтепровод «Заполярье-Пурпе-Самотлор» также имеет огромное значение для нефтяной отрасли страны. Новый маршрут фактически откроет новую нефтяную провинцию на севере страны. Он свяжет с действующей трубопроводной системой множество новых крупных нефтяных месторождений, что позволит России компенсировать падающую добычу на старых месторождениях. При этом «Заполярье-Пурпе-Самотлор» позволит транспортировать нефть как в западном, так и в восточном направлениях.

В целом, сегодня «Транснефть» успешно выполняет задачи, поставленные правительством РФ перед компанией «Транснефть». За счет развития нефтепроводной системы Россия выходит на новые рынки, снижает зависимость от транзитных стран, диверсифицирует поставки, осваивает новые нефтяные провинции. Одновременно «Транснефть», как крупная государственная компания, в своем развитии в полной мере соответствует принципам, которые заданы правительством РФ для всей экономики страны. Модернизация, инновации, повышение эффективности производства – эти принципы лежат в основе развития системы нефтепроводов в России.

Для справки:

Один самых старых отечественных нефтепроводов – «Дружба». Его общая протяженность достигает 8900 км, из них по России – 3900 км. Маршрут проходит от Альметьевска (Татарстан) через Самару до Мозыря и разветвляется на северный и южный трубопроводы. Северный проходит по Белоруссии, Польше, Германии, Латвии и Литве, южный – по Украине, Чехии, Словакии и Венгрии. Его рабочая мощность составляет 66,5 млн т в год.

Действует также нефтепровод БТС-1, который включает нефтепровод «Ярославль – Приморск» и перевалочный пункт в порту Приморска. Его пропускная мощность составляет 70 млн т. Всем известен и нефтепровод БТС-2 с маршрутом «Унеча – Усть-Луга» протяженностью 1000 км.

Наиболее крупный за последние годы проект нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» протянулся от п. Тайшета в Иркутской области до спецморнефтепорта «Козьмино» в Приморском крае. Суммарная протяженность маршрута составляет 4740 км. Окончание строительства запланировано на ноябрь года.

Одним из старейших является нефтепровод «Туймазы – Омск – Новосибирск – Красноярск – Иркутск» длиной 3662 км, построенный более 50 лет назад.

Еще один нефтепровод «Усть-Балык – Омск» длиной 964 км и диаметром 1020 мм запустили в строй в 1967 г. Он проложен через реки Объ и Иртыш. Прокладка труб, которые доставлялись по воздуху, была сопряжена с большими трудностями.

Нефтепровод «Узень – Гурьев – Куйбышев» длиной 1750 км был сооружен для перекачки вязкой нефти с месторождений Казахстана. Сейчас нефть транспортируется по трубопроводу диаметром 1020 мм.

Длина нефтепровода «Уса – Ухта – Ярославль – Москва» равна 1850 км. Диаметр участка «Уса – Ухта» – 377 мм. Его ввели в эксплуатацию в августе 1973 г. а в 1975 г. продлили до Ярославля и Москвы.

Длина нефтепровода «Усть-Балык – Курган – Уфа – Альметьевск» 2100 км, а диаметр труб – 1020 мм. Трубопровод был введен в эксплуатацию в мае 1973 г.

Длина нефтепровода «Александровское – Анжеро-Судженск – Красноярск – Иркутск» 917 км, а диаметр труб – 1220 мм. Он был построен в 70-х гг.

Длина нефтепровода «Куйбышев – Тихорецк – Новороссийск» 1522 км, а диаметр труб – около 1000 мм. Запущен в эксплуатацию в 1970-х гг.

Длина нефтепровода «Нижневартовск – Курган – Куйбышев» 2150 км, а диаметр его труб – 1220 мм.

Длина нефтепровода «Сургут – Горький – Полоцк» 3250 км.

Длина нефтепровода «Холмогоры – Клин» 519 км, диаметр труб – 1120 мм. Построен в 1980–1985 гг.

Длина нефтепровода Каспийского трубопроводного консорциума Тенгиз (Казахстан) – Новороссийск равна 1580 км.

Источники: http://oilru.com/news/11800/, http://www.kommersant.ru/doc/521971, http://www.komiinform.ru/news/26553/, http://www.transport-nefti.com/nefteprovod.php