Коршак А.А. Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела

Подождите немного. Документ загружается.

Современное состояние

Современное состояние системы нефтепроводного транспор-

та России сложилось, с одной стороны, в ходе ее постепенного развития

на протяжении последних 50 лет, а с другой, в результате

разделения единой системы нефтеснабжения на национальные

подсистемы при

распаде СССР.

Первоначальный, достаточно длительный период, когда неф-

тепереработка была сосредоточена в районах добычи нефти,

закончился в начале 60-х годов. Его итогами были, как правило, ло-

кальные сети нефтеснабжения Волго-Уральского региона,

сформированные нефтепроводами диаметром до 500 мм и

небольшой протяженности, а также первый экспортный

нефтепровод

«Дружба -I».

С момента открытия и начала разработки нефтяных место-

рождений Западной Сибири основной концепцией стало размещение

нефтепереработки в местах массового потребления нефтепродуктов,

отдаленных от мест добычи на тысячи километров. Такая стратегия

потребовала сооружения сверхдальних нефтепроводов диаметром

1020...1220 мм, которые в основном определяют нынешний облик

нефтепроводного транспорта России и стран СНГ.

После распада СССР в остальных странах оказались локаль-

ные нефтепроводы, либо транзиты, обслуживающие Россию.

Современная сеть нефтепроводов России, по которым нефть

различных месторождений поступает на отечественные НПЗ и на эк-

спорт, составлена из трубопроводов следующих направлений

(рис. 12.1):

- северо-западного направления (Альметьевск-Горький-Ря-

зань-Москва; Горький-Ярославль-Кириши);

- «Дружба» (Куйбышев-Унеча- Мозырь-Брест; Мозырь-Бро-

ды-Ужгород; Унеча-Полоцк-Венспилс);

- западного направления (Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметь-

евск; Нижневартовск-Курган-Куйбышев; Сургут-Горький-Полоцк);

- восточного направления (Александроское-Анжеро-Суд

женск- Красноярск-Иркутск);

- южного направления (Усть-Балык-Омск-Павлодар);

- юго-западного направления (Куйбышев-Лисичанск-Кремен

чуг-Херсон; Куйбышев-Тихорецк-Новороссийск; Тихорецк-Туапсе).

Управление российскими нефтепроводами осуществляет ак-

ционерная компания «Транснефть», образованная по Указу

Президента РФ от 17.11.92 № 1403 и Постановлению Совета

Министров РФ от 14.08.93 № 810. Совет директоров компании

назначается

Правительством РФ в составе: президент АК «Транснефть», три

представителя государства (от Минтопэнерго, Госкомимущества и

Госкомитета по антимонопольной политике) и три генеральных ди-

ректора крупнейших предприятий нефтепроводного транспорта.

Функциями АК «Транснефть» являются: централизованное

управление поставками, учет ресурсов нефти, ведение перекачки не-

фти по транзитным нефтепроводам, управление нештатными

ситуациями, контроль технологической дисциплины и управление

централизованными средствами.

В состав Компании входит 10 нефтепроводных

предприятий:

Верхне-Волжские МНП (г. Новгород)

Дружба (г. Брянск)

МНП Центральной Сибири (г. Томск)

Приволжские МНП (г. Самара)

Северные МНП (г. Ухта)

Северо-Западные МНП (г. Бугульма)

Сибнефтепровод (г. Тюмень)

Транссибирские МНП (г. Омск)

Уралсибнефтепровод (г. Уфа)

Черноморские МНП (г. Новороссийск),

институт по проектированию магистральных трубопроводов

Гипротрубопровод, Центр технической диагностики, а также пред-

приятия Подводтрубопроводстрой, Стройнефть и Связьнефть.

Нефтепроводные предприятия большинства государств,

ставших независимыми после распада СССР, фактически продол-

жают координировать свою деятельность с Компанией.

По состоянию на 1 января 2000 г. АК «Транснефть»

эксплуатирует 46,7 тыс. км магистральных нефтепроводов

диаметром от 400 до 1220 мм, 393 нефтеперекачивающие станции,

867 резервуаров общей емкостью 12,7 млн. м

. Магистральные

трубопроводы диаметром 800...1220 мм составляют более

половины протяженности трубопроводов системы и обеспечивают

транспорт 97 % добываемой в России нефти. Средний диаметр

нефтепроводов АК «Транснефть» составляет свыше 800 мм;

средняя дальность перекачки равна 2300 км; 20 % действующих

нефтепроводов базируется на месторождениях нефти в Западной

Сибири.

Действующие нефтепроводы имеют достаточно солидный

«возраст»: до 20 лет эксплуатируются 45,7 % из них, от 20 до 30

лет -29 %, свыше 30 лет - 25,3 %. В связи с этим актуальными

являются вопросы их обслуживания и ремонта. Практически весь

комплекс

профилактических и ремонтно-восстановительных работ на всех

объектах магистральных нефтепроводов Компания выполняет соб-

ственными силами и средствами. В состав нефтепроводных

предприятий входят 190 аварийно-восстановительных пунктов, 71

ремонтно-восстановительная колонна для выполнения капитально-

го ремонта линейной части, 9 центральных (региональных) баз

производственного обслуживания и ремонта и 38 баз

производственного обслуживания. Созданный в мае 1991 г. Центр

технической диагностики к 1995 г. обеспечил диагностику 25 %

магистральных нефтепроводов, что обеспечило их своевременный

ремонт во избежание аварий.

В табл. 12.1 приведены сведения о крупнейших

нефтепроводах в системе АК «Транснефть». Для сравнения в табл.

12.2 дана информация о крупнейших нефтепроводах в различных

странах мира. Как видно из сравнения табл. 12.1 и 12.2,

крупнейшие нефтепроводы мира сосредоточены, в основном, в

нашей стране. А сама система нефтепроводов АК «Транснефть»

является уникальной и не имеет аналогов в мире.

Перспективы развития нефтепроводного транспорта России

связаны с осуществлением проектов транзита нефтей Тенгизского

месторождения (Казахстан) к Черному морю, экспорта нефтей Рес-

публики Коми и Архангельской области через новый терминал на

Финском заливе Балтийского моря, а также экспортом нефтей Вос-

точной и Западной Сибири в Китай и другие страны

Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР).

Первый из этих проектов реализуется Каспийским трубопро-

водным Консорциумом (КТК), учрежденным правительствами

Казахстана, Султаната Оман и России.

В соответствии с достигнутым соглашением построен неф-

тепровод диаметром 1020 мм протяженностью 1580 км и

нефтеналивной причал в районе Новороссийска. Вкладом России и

Казахстана являются уже построенные участки нефтепровода, Оман

финансирует новое строительство с привлечением кредитов.

Проектная пропускная способность нефтепровода и терми-

нала 62 млн. т/год. Она соответствует максимальному развитию

добычи в Западном Казахстане в ближайшие 20 лет с учетом под-

ключения месторождений Карачаганак, Жоножол и добычи в

Прикаспийских районах России.

Таблица 12.1

Крупнейшие нефтепроводы в системе АК "Транснефть"

Нефтепроводы Диаметр Длина, км

Год ввода в

эксплуатаци

Туймазы-Омск-Новосибирск-

Красноярск-Иркутск

720 3662 1959-64

"Дружба" (первая нитка)

529-1020

5500

1962-64

"Дружба" (вторая нитка)

529-720

4500

1966

Усть-Балык-Омск 1020 964 1967

Узень-Гурьев-Куйбышев

1020

1500

1971

Уса-Ухта-Ярославль-Москва

720

1853

1975

Усть-Балык-Курган-У фа-

Альметьевск

1220 2119 1973

Александровское-Анжеро-

Судженск-Красноярск-

Иркутск

1220 1766 1973

Куйбышев-Тихорецк-

Новороссийск

1220 1522 1979

Нижневартовск-Курган-

Куйбышев

1220 2150 1976

Сургут-Горький-Полоцк 1020 3250 1979-81

Таблица 12.2

Крупнейшие нефтепроводы за рубежом

Нефтепровод Страна Диаметр, мм Длина, км

Трансаляскинский

США

1220

1280

Сальяко-Байе-Бланка

Аргентина

356

630

Рио-де-Жанейро-Белу-

Оризонти

Бразилия 457 370

Сикуко-Ковеньяс

Колумбия

307

534

Южноевропейский (порт

Лаверт-Страсбург, Карлсруэ)

Западная

Европа

864 772

Центрально-Европейский

(Генуя-Феррары-Эгли,

Уильям)

Западная

Европа

660 1000

Южноиранский

Иран

305-762

600

Трансиракский

Ирак

920

550

Трансаравийский (первая

нитка)

Саудовская

Аравия

787 1200

Трансаравийский (вторая

нитка)

- - 1200 1210

Восточно-Аравийский

254-914

1620

Эджеле-Ла Скирра Алжир 610 790

При минимальном объеме поставки 8,3 млн. т/год

капиталь

ные вложения окупятся за 9 лет. .

Второй проект связан с обеспечением прямого выхода на экс-

порт более 10 совместных предприятий, добывающих нефть в

Республике Коми и Архангельской области. Одновременно решается

стратегическая задача формирования нового экспортного направле-

ния на Балтийском море.

На первом этапе предполагается использовать мощности

нефтепровода Ярославль-Кириши и построить новый нефтепровод

диаметром 720 мм, пропускной способностью 7 млн. т/год в район

северного побережья Финского залива, используя на этом этапе мор-

ской терминал Котка и нефтеперерабатывающий завод в Порвоо

(Финляндия).

На втором этапе предусматривается сооружение российского

наливного причала в Приморске и строительство нового нефтепрово-

да пропускной способностью 20 млн. т/год от г. Торжок

(ответвление от действующего нефтепровода Сургут-Полоцк). Это

обеспечит прямой выход нефти Республики Коми и Архангельской

области на экспорт в Северную Европу.

Организационно весь проект предполагается оформить в виде

консорциума с финансированием международными институтами под

гарантии поставок нефти по данному направлению.

В рамках третьего проекта решается задача выхода на рынки

сбыта нефти в Китае, Корее, Японии и других странах АТР. Трасса

нового нефтепровода диаметром 900 мм и длиной 2400...2550 км

будет начинаться в районе Иркутска, обогнет с юга озеро Байкал и

пересечет территорию Монголии. 30 нефтеперекачивающих

станций обеспечат транспортировку в Китай около 30 млн. т

неф'ти в год.

12.2. Свойства нефти, влияющие на технологию ее

транспорта

На технологию транспорта и хранения нефтей в той или иной

мере влияют их физические свойства (плотность, вязкость), испаряе-

мость пожаровзрывоопасность, электризация, токсичность.

Плотность нефтей при 20 °С колеблется в пределах от 760

до 940 кг/м

(табл. 12.3). С увеличением температуры она

уменьшается по закону прямой (рис. 12.2). От правильного

определения плотности нефти в резервуарах зависит точность ее

учета, а в конечном счете - прибыль предприятия.

290

291

Таблицы 12.3

Основные параметры нефтей России

Нефтеперерабаты-

вающий район

Плотност ь

при 20 °С,

кг/м

Кинематическ

ая вязкость при

20 °С,

мм

/с

Температу

ра

застывани

я, °С

Содержан

ие

парафина,

Республики:

Башкортостан

846-918 6.7-89.8 -21+-70 2.1-6.8

Дагестан 802-5-886 10.4-548.7 -24--13 5.7-25.5

Коми 822-5-849 6.2-13.8 -10-5--40 2.0-10.4

Татарстан 846-5-910 8.7-98.3 -30-5--52 3.5-5.1

Чечня 789-5-924 3.0-163.4 -4--60 0.8-8.5

Области:

Астраханская

762-5-879 1.3-13.6 -40-30 3.8-26.0

Волгоградская 798-923 3.0-163.4 -60--4 0.8-8.5

Куйбышевская 790-882 2.5н-27.1 -34-9 2.9-10.2

Оренбургская 808-933 4.2-57.4 -56--15 1.8-7.1

Пермская 802-960 4.2-161.8 -60--13 2.0-10.4

Саратовская 819-847 5.3-36.3 0-16 6.6-10.4

Края:

Краснодарский

771-938 1.6-310.3 -54-3 0.5-8.3

Ставропольский 803-862 5.3-11.7 4-29 6.5-23.6

где х - касательные напряжения на стенке.

Отсюда необходимый перепад давления для осуществления

перекачки равен

т.е. прямо пропорционален величине касательных

напряжений.

293