Организация транспортировки нефти и нефтепродуктов на примере предприятия ОАО «АК» Транснефть

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ.

федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования.

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ.

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ".

Институт природных ресурсов Курсовая работа по дисциплине.

«Организация производственных процессов в нефтегазовом производстве».

Организация транспортировки нефти и нефтепродуктов на примере предприятия ОАО «АК «Транснефть».

Томск — 2015.

Нефтегазовая отрасль быстро становится весьма высокотехнологичным производством. И хотя выделяется целая группа стран, о соблюдении экологических норм в которых часто забывают, в целом производство и транспортировка нефтепродуктов становятся безопаснее. Tемпы роста объемов потребления, открытие новых месторождений нефти и газа напрямую ведут к улучшению имеющихся и созданию новых видов транспорта.

Tранзит нефти и таких нефтепродуктов как мазут, дизельное топливо и бензин в современном мире представляет собой сложную комплексную систему, которая формируется под влиянием многих факторов. Среди них, наиболее значительными, следует выделить геополитические, экономические и экологические. Конкретизация этих факторов приведет нас к таким понятиям как энергетическая безопасность страны, политические и экономические отношения со странами транзита, оптимизация маршрутов и стратегия внутреннего развития страны, а также социо-экологические ограничения. Все они в той или иной степени формировали тенденции изменений условий транзита нефтепродуктов. На сегодняшний день можно выделить следующие способы транспорта нефти и нефтепродуктов: трубопровод, танкеры, железнодорожный и автотранспорт. В России основные перевозки нефти приходятся на долю трубопроводного транспорта, а нефтепродуктов — на долю железнодорожного. За пределы России нефть и нефтепродукты уходят через самую большую в мире систему трубопроводов, а также через морские порты.

К общим условиям транзита относятся направление и дальность транзитных маршрутов, метод транспортировки и ценовая политика участников транзита. Метод транзита оценивается при сравнении рентабельности, и здесь первенство удерживают системы трубопроводов, так как цена перевозки нефтепродуктов по железной дороге составляет более 30% от конечной цены, в то время как стоимость транспортировки по трубопроводу — 10−15%. Однако, разветвленность железнодорожных магистралей на фоне жесткой привязки системы нефтепродуктопроводов к нефтеперерабатывающим заводам (НПЗ) обеспечивает доминирующее положение железнодорожного транспорта на рынке внутренних транзитных услуг. Бесспорно, что некоторые страны, через территорию которых проходят транзитные маршруты, умело пользуются своим географическим положением при согласовании транзитных цен. Поэтому формирование цен, а тем более несанкционированный забор нефтепродуктов серьезно сказываются на условиях и, прежде всего, интенсивности транзита.

Направления транзитных маршрутов олицетворяют собой смесь экономической рентабельности и политической стратегии. На данный момент традиционным является центрально-европейское направление: нефтепродукты транспортируются по двум маршрутам: северному — в Польшу и Германию, и южному — на нефтеперерабатывающие заводы Чехии, Словакии, Венгрии, Хорватии и Югославии. Также активно используются черноморские порты: Туапсе и Новороссийск. К этому направлению (каспийско-черноморско-средиземноморскому) относится и транзит нефтепродуктов уже через территорию России из Азербайджана, Туркмении и Казахстана. Северное направление нефтепровода «Дружба» выходит на страны Балтии и рассматривается как сфера совместного использования Россией — для транспортировки своих нефтепродуктов, странами СНГ — для возможного увеличения транзита через территорию России.

1. ПОДГОТОВКА НЕФТИ К ТРАНСПОРТИРОВКЕ.

Нефть, поступающая из недр на поверхность земли, содержит попутный газ (50—100 м3/т), воду (200—300 кг/т), минеральные соли (до 10—15 кг/т), механические примеси. Перед транспортировкой нефти и нефтепродуктов, газы, механические примеси и большая часть воды и солей утилизируются.

Существуют различные системы внутрипромыслового сбора и транспортировки нефти, различающиеся условиями перемещения нефти и газа, схемой отделения газа от нефти. Старейшая — самотечная система, при которой перемещение нефти происходит за счет превышения отметки устья скважины над отметкой замерной установки. Нефть, газ и вода от скважины поступают на индивидуальную замерную установку (ИЗУ), расположенную вблизи от скважины. В ИЗУ от газа отделяют нефть и воду, которые по самотечным выкидным линиям транспортируют в участковые негерметизированные резервуары. Из резервуаров нефть насосами подают по коллектору на установку подготовки нефти, а воду после отстоя сбрасывают в канализацию. Если позволяет рельеф местности, то насосы не сооружают, а коллектор представляет собой самотечный трубопровод. Газ, выделившийся в ИЗУ, передают на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

Самотечные системы сбора нефти имеют ряд существенных недостатков: из-за низкой скорости движения потока жидкости в них образуются отложения механических примесей, солей, парафина; из-за наличия открытых мерников и резервуаров велики потери газа и легких фракций, достигающие 3% от общего объема нефти. Эти системы трудно автоматизируются и требуют многочисленного обслуживающего персонала.

На новых нефтяных месторождениях эксплуатируются герметизированные высоконапорные системы сбора нефти, газа и воды, технологическая схема которых определяется величиной и формой площади месторождения, рельефом местности, физико-химическими свойствами нефти.

Сырая нефть от устья скважины направляется под собственным давлением по выкидным линиям длиной 1—3 км к групповым замерным установкам (ГЗУ). На ГЗУ происходит отделение нефтяного газа от жидкости и автоматическое измерение количества полученных продуктов. Затем газ вновь смешивают с водой и нефтью, смесь по коллектору длиной до 8 км перемещается на дожимную насосную станцию, в составе которой имеются сепараторы первой ступени для отделения газа от нефти. Газ из сепараторов под собственным давлением поступает на ГПЗ, а частично дегазированная нефть подается на установку подготовки нефти (УПН). На УПН осуществляются вторая и третья ступени сепарации газа от нефти, обезвоживание и обессоливание нефти. Газ с УПН подают на ГПЗ, а воду — на установку очистки воды. Очищенную воду насосами кустовой насосной станции закачивают через нагнетательные скважины в пласт.

Обезвоженную и обессоленную на УПН нефть подают в герметизированные резервуары, а затем насосами — на автоматизированную установку «Рубин», предназначенную для оценки качества и количества нефти. С установки «Рубин» нефть подают в товарные резервуары, из которых насосами направляют в магистральный нефтепровод, транспортирующий нефть к нефтеперерабатывающим заводам. Если на установке «Рубин» устанавливают, что нефть не соответствует кондициям, то ее возвращают на УПН.

С помощью герметизированных систем устраняют потери легких фракций нефти, создают возможность транспортирования нефти по всей площади месторождения за счет давления на устье скважин.

После многоступенчатой сепарации в нефти все же остается значительное количество углеводородов C1 — С4, которые могут быть потеряны при перекачках из резервуара в резервуар, хранении и транспортировке нефти. Чтобы предотвратить возможные потери углеводородов, устранить опасность загрязнения воздуха газами и легкими фракциями, нефть на многих промыслах подвергают стабилизации в специальных ректификационных колоннах. В стабильной нефти содержится не более 1% углеводородов C1 — С4, а в нестабильной 2—3%. Обессоленную и обезвоженную нефть по магистральным трубопроводам или железной дороге транспортируют на нефтеперерабатывающие заводы.

2. СПОСОБЫ ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ.

С ростом добычи увеличивались объемы транспортировки нефтепродуктов, совершенствовались способы доставки. Долгое время это делалось весьма примитивно, караванным способом. Деревянные бочонки и бурдюки наполнялись нефтью или керосином, грузились на повозки и таким образом доставлялись до места. Или же по воде — в дубовых, а позже стальных бочках. Такой способ транспортировки был очень дорог, стоимость нефтепродуктов была слишком высока. В итоге, первой начав производство керосина, Россия оказалась не в состоянии поставлять его по приемлемым ценам даже на внутренний рынок: керосин закупался в Америке. В 1863 году этой проблемой заинтересовался Д. И. Менделеев. В качестве выхода он предложил перевозить нефтепродукты не в бочках, а в специально оборудованных трюмах судов методом налива. Этот метод перевозки получил название «русский способ». Через десять лет, когда идея была реализована братьями Артемьевыми и полностью себя оправдала, способ, предложенный великим русским ученым, стал применяться повсеместно.

Ещё одним удобным способом транспортировки нефтепродуктов стал железнодорожный транспорт. В 1878 году, с целью удовлетворения стремительно растущего спроса на нефтепродукты, был издан указ о создании железнодорожной ветки Баку — Сураханы — Сабунчи длиной 20 км. Ее строительство было закончено 20 января 1880 года. Нефть впервые стали перевозить в специальных цистернах.

География железнодорожных нефтеперевозок от мест добычи на нефтеперерабатывающие заводы, в хранилища или потребителям, привязана к так называемых нефтегазовым бассейнам. Некоторые железнодорожные направления — такие как Уральское, Нефте-Камское, Восточно-Сибирское, Бакинское, практически полностью загружены подвижными составами с грузами нефти и ГСМ. Объемы таких перевозок чрезвычайно велики: на настоящее время только по Азербайджанской железной дороге перевозят ежегодно до 14 млн. тонн нефти и нефтепродуктов. Более того, наблюдается рост объемов перевозок. Так в 2005 году ОАО «РЖД» доставило в Китай 9,3 млн. тонн нефтепродуктов, в 2006 — 10,2 млн. тонн. Пропускная способность границы позволяет РЖД поставить в 2007 году 15 млн. тонн нефти и ГСМ в Китай. Общемировой объем железнодорожных нефтеперевозок возрастает каждый год на 3−4%, а в России этот показатель достигает 6%.

Конструктивно цистерна состоит из следующих основных частей (рис.1): рамы 7, ходовой части 6, ударнотяговых устройств 5, тормозного оборудования 8, котла 4, внутренней 3 и наружной 10 лестниц, устройств крепления котла к раме 11, горловины 1 и сливного прибора 9, предохранительной арматуры 2.

Рис. 1 Цистерна для перевозки бензина и светлых нефтепродуктов (модель15−1443): 1-горловина, 2-предохранительная арматура, 3-внутренняя лестница, 4-котел, 5-ударнотяговые устройства, 6 — ходовая часть, 7-рама, 8-тормозноеоборудование, 9-сливной прибор, 10-наружная лестница, 11-устройства крепления котла к раме Несмотря на удобство железнодорожного способа перевозки нефтепродуктов на большие расстояния, нефтепродукты — такие как бензин, ДТ, или сжиженный газ — на небольшие расстояния до места реализации оптимально доставлять автоцистернами. Перевозка топлива таким способом заметно повышает его потребительскую стоимость. Рентабельность автоперевозок ограничивается расстоянием в 300−400 километров, что определяет их локальный характер — от нефтебазы до заправочной станции и обратно. У каждого вида транспортировки имеются свои плюсы и минусы. Наиболее быстрый воздушный способ очень дорог, требует особых мер безопасности, потому этим способом доставки пользуются редко — в случаях экстренной необходимости или невозможности доставить ГСМ иным путем. Например, в военных целях или в случаях фактической недоступности местности для иных, кроме воздушного, видов транспорта.

Большинство нефтепромыслов находится далеко от мест переработки или сбыта нефти, поэтому быстрая и экономичная доставка «черного золота» жизненно важна для процветания отрасли.

Самым дешевым и экологически безопасным способом транспортировки нефти являются нефтепроводы. Нефть в них движется со скоростью до 3 м/сек под воздействием разницы в давлении, создаваемой насосными станциями. Их устанавливают с интервалом в 70−150 километров в зависимости от рельефа трассы. На расстоянии в 10−30 километров в трубопроводах размещают задвижки, позволяющие перекрыть отдельные участки при аварии. Внутренний диаметр труб, как правило, составляет от 100 до 1400 миллиметров. Их делают из высокопластичных сталей, способных выдержать температурные, механические и химические воздействия. Постепенно все большую популярность обретают трубопроводы из армированного пластика. Они не подвержены коррозии и обладают практически неограниченным сроком эксплуатации.

Рис. 2 Состав сооружения магистрального нефтепровода: 1 — подводящий трубопровод; 2 — головная нефтеперекачивающая станция; 3 — промежуточная нефтеперекачивающая станция; 4 — конечный пункт; 5 — линейная часть; 6 — линейная задвижка; 7 — дюкер; 8 — надземный переход; 9 — переход под автодорогой; 10 — переход под железной дорогой; 11 — станция катодной защиты; 12 — дренажная установка; 13 — доля обходчика; 14 — линия связи; 15 — вертолетная площадка; 16 — вдольтрассовая дорога подводящих трубопроводов Нефтепроводы бывают подземными и наземными. У обоих типов есть свои преимущества. Наземные нефтепроводы легче строить и эксплуатировать. В случае аварии значительно легче обнаружить и устранить повреждение на трубе, проведенной над землей. В то же время подземные нефтепроводы менее подвержены влиянию изменений погодных условий, что особенно важно для России, где разница зимних и летних температур в некоторых регионах не имеет аналогов в мире. Трубы можно проводить и по дну моря, но поскольку это сложно технически и требует больших затрат, большие пространства нефть пересекает при помощи танкеров, а подводные трубопроводы чаще используют для транспортировки нефти в пределах одного нефтедобывающего комплекса.

Различают три вида нефтепроводов. Промысловые, как понятно из названия, соединяют скважины с различными объектами на промыслах. Межпромысловые ведут от одного месторождения к другому, магистральному нефтепроводу или просто относительно удаленному промышленному объекту, находящемуся за пределами исходного нефтедобывающего комплекса. Магистральные нефтепроводы прокладывают для доставки нефти от месторождений до мест перевалки и потребления, к которым, в том числе, относятся нефтебазы, нефтеналивные терминалы, нефтеперерабатывающие заводы.

Теоретические и практические основы строительства нефтепроводов разработал знаменитый инженер В. Г. Шухов, автор проекта телевизионной башни на Шаболовке. Под его руководством в 1879 году на Апшеронском полуострове создали первый в Российской империи промысловый нефтепровод для доставки нефти с Балаханского месторождения на нефтеперерабатывающие заводы Баку. Его длина составила 12 километров. А в 1907 году также по проекту В. Г. Шухова построили первый магистральный нефтепровод длиной 813 километров, соединивший Баку и Батуми. Он эксплуатируется по сей день.

Сегодня общая протяженность магистральных нефтепроводов в нашей стране составляет около 50 тысяч километров. Отдельные нефтепроводы часто объединяются в крупные системы. Наиболее протяженная из них — «Дружба», построенная в 1960;е годы для доставки нефти из Восточной Сибири в Восточную Европу (8 900 км). В Книгу рекордов Гиннеса внесен самый длинный на сегодня трубопровод в мире, длина которого составляет 3 787,2 километра. Он принадлежит компании Interprovincial Pipe Line Inc. и протягивается через весь Североамериканский континент от Эдмонтона в канадской провинции Альберта до Чикаго и далее до Монреаля. Однако этот результат недолго будет сохранять лидерские позиции. Длина строящегося в настоящее время нефтепровода «Восточная Сибирь — Тихий Океан» (ВСТО) составит 4 770 километров. Проект был разработан и реализуется корпорацией «Транснефть». Нефтепровод пройдет вблизи от месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, что даст стимул для более эффективной работы нефтедобывающих комплексов, развития инфраструктуры и создания новых рабочих мест. Нефть крупнейших российских компаний, таких как «Роснефть», «Сургутнефтегаз», «ТНК-ВР» и «Газпром нефть», будет доставляться к потребителям в Азиатско-Тихоокеанском регионе, где экономика развивается наиболее динамично, и постоянно растут потребности в энергоресурсах. По масштабам и значению для развития экономики страны ВСТО сопоставим с Байкало-Амурской железнодорожной магистралью.

Поскольку применение трубопроводов экономически выгодно, а работают они в любую погоду и в любое время года, это средство транспортировки нефти действительно незаменимо — особенно для России, с ее огромными территориями и сезонными ограничениями на использование водного транспорта. Тем не менее, основной объем международных перевозок нефти осуществляют танкеры.

Таблица 1 Типы танкеров для перевозки сжиженных газов.

Удобным транспортом для перевозки нефти и топлива являются морские и речные танкеры. Речные нефтеперевозки, в сравнении с железнодорожными, снижают затраты на 10−15%, и на 40% в сравнении с автомобильными.

Развитию отрасли способствует модернизация специализированной инфраструктуры. В Ленинградской области по реке Неве транспортируется около 5 млн. тонн нефтепродуктов в год. Строительство новых нефтеналивных и портовых комплексов в 2007;2008 годах увеличит эти объемы вдвое, а общий объем перевозок по Финскому заливу с 30−40 млн. тонн увеличится до 100 млн. тонн в год.

Малотоннажные танкеры используются для специальных целей — в том числе для перевозок битумов; танкеры общего назначения, обладающие дедвейтом (общим весом грузов, которые принимает судно) в 16 500−24 999 тонн, применяются для перевозки нефтепродуктов; среднетоннажные танкеры (25 000−44 999 тонн) — для доставки, как нефтепродуктов, так и нефти. Крупнотоннажными считаются танкеры дедвейтом более 45 000 тонн, и на них приходится основная нагрузка по транспортировке нефти морским путем. Для транспортировки нефти по речным артериям используют баржи дедвейтом 2 000 — 5 000 тонн.

Первый в мире танкер, «наливной пароход» под именем «Зороастр», был построен в 1877 году по заказу «Товарищества братьев Нобель» на верфях шведского города Мотала. Пароход грузоподъемностью 15 тысяч пудов (около 250 тонн) использовался для доставки керосина наливом из Баку в Царицын (ныне Волгоград) и Астрахань.

Современные танкеры — это гигантские суда. Впечатляющие размеры объясняются экономическим «эффектом масштаба». Стоимость перевозки одного барреля нефти на морских судах обратно пропорциональна их размерам. Кроме того, число членов экипажа большого и среднего танкера примерно одинаково. Поэтому корабли-гиганты значительно сокращают расходы компаний на транспортировку. Однако не все морские порты в состоянии принять у себя супер-танкер. Для таких гигантов нужны глубоководные порты. Так, например, большинство российских портов из-за ограничений по фарватеру не способно принимать танкеры с дедвейтом более 130−150 тысяч тонн.

Грузовые помещения танкера разделены несколькими поперечными и одной-тремя продольными переборками на резервуары — танки. Некоторые из них служат только для приема водного балласта. Доступ к танкам можно получить с палубы — через горловины небольшого размера с плотными крышками. Для снижения риска утечки нефти и нефтепродуктов в результате аварий в 2003 году Международная морская организация одобрила предложения Евросоюза об ускорении вывода из эксплуатации однокорпусных нефтяных танкеров. Уже с апреля 2008 года запрещены перевозки всех тяжелых видов топлива на судах, не оборудованных двойным корпусом.

Нефть и нефтепродукты загружают в танкеры с берега, а разгрузку ведут при помощи корабельных насосов и трубопроводов, проложенных в танках и вдоль палубы. Однако супертанкеры дедвейтом более 250 тысяч тонн, как правило, просто не могут зайти в порт, будучи полностью загруженными. Их заполняют с морских платформ и разгружают, перекачивая жидкое содержимое на танкеры меньшего размера.

Сегодня моря и океаны мира бороздят более 4000 танкеров. Большинство из них принадлежат независимым судоходным компаниям. Нефтяные корпорации заключают с ними договоры фрахтования, получая право на использование судна.

Танкеры, как правило, перевозят нефть по определенным наиболее экономически обоснованным маршрутам. Некоторые маршруты включают узкие места (каналы, проливы), которые из-за своей уязвимости становятся критически важными географическими точками, обращающими на себя повышенное внимание. Из-за того, что там проходят очень большие объемы нефти, любые угрозы бесперебойных поставок в этих точках ведут к значительным последствиям на рынке нефти. В таких точках концентрируются геополитические интересы многих стран. К таким важным узким местам в транспортировке нефти относятся:

Ормузский пролив — в настоящее время является важнейшим проливом, через который провозится порядка 20 процентов мировой добычи нефти. Пролив находится между Ираном и Объединенными Арабскими Эмиратами и соединяет Персидский залив с Оманским заливом, предоставляя выход ближневосточной нефти в Индийский океан.

Малаккский пролив — пролив, соединяющий Индийский и Тихий океаны. Это кратчайший путь для ближневосточной нефти на азиатский рынок.

Суэцкий канал — соединяет Средиземное и Красное моря.

Баб-эль-Мандебский пролив — расположен между берегами Йемена и Сомали. Благодаря наличию Суэцкого канала является связующим звеном между Средиземным морем и Индийским океаном.

Турецкие проливы — Босфор и Дарданеллы — чрезвычайно загруженный торговый морской путь. Активно используются для транспортировки нефти из Каспийского региона в Западную и Восточную Европу.

Панамский канал — узкий перешеек между Южной и Северной Америками. Большие танкеры не могут проходить через этот канал из-за его недостаточной глубины, поэтому перевозка нефти через этот канал осуществляется в незначительных объемах.

Датские проливы — система проливов между Скандинавским и Ютландским полуостровами. Проливы чрезвычайно важны для российского экспорта нефти и нефтепродуктов в Европу. Датские проливы являются основным морским путём, соединяющим порты Балтийского моря с портами мирового океана.

По объемам транспортируемой нефти Ормузский и Малаккский проливы — две мировые стратегические точки, наиболее чувствительные к любым перебоям в их функционировании.

3. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОЙ И ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ В ПРОЦЕССЕ ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ.

Экологический аспект проблемы повышения конструктивной надёжности магистральных трубопроводов тесно связан с особенностями трубопроводного транспорта.

Наибольшую потенциальную опасность для окружающей среды представляют магистральные нефтегазопроводы. Поэтому поиск эффективных путей, направленных на гарантированное обеспечение конструктивной надёжности трубопроводов, — весьма актуальная задача.

Надёжность нефтепровода — это основной фактор обеспечения его безопасности для окружающей среды. Магистральный трубопровод представляет собой систему последовательно соединенных элементов — труб, трубных деталей, арматуры. Поэтому отказ любого из них приводит к аварийным ситуациям. Наибольшая вероятность отказов падает на трубы и сварные соединения, выполняемые при строительстве трубопровода.

Магистральные трубопроводы являются уникальными сооружениями из-за их большого диаметра и производительности, их энергетической мощности.

Рассматривая проблему работоспособности и надёжности трубопроводов, следует отметить уникальный характер и интенсивность взаимодействия этих сооружений с окружающей средой, протяженность прокладки в различных климатических и гидрогеологических условиях, площадь поверхности контакта с грунтом, массу транспортируемого продукта, его теплосодержание и количество вносимого тепла (холода) в грунт, пересечение множества естественных и искусственных преград. Уникальность состоит в том, что трубопроводы (особенно больших диаметров) постоянно в течение всего срока службы во всех своих частях испытывают значительные внутренние напряжения, близкие к нормативным характеристикам прочности металла. Поэтому даже незначительные отклонения действительных условий от принятых за исходные в расчетах приводят систему в состояние предельного состояния.

Конструктивной надёжностью трубопровода является его свойство сохранять потенциальную способность выполнять заданные функции в течение требуемого промежутка времени. Указанная способность, в свою очередь, раскрывается через систему объективных критериев качества трубопровода, обусловливающих его нормативную работоспособность в режиме активного воздействия эксплуатационных факторов, в число которых входят также факторы окружающей среды. С этой точки зрения, конструктивная надёжность, как свойство трубопроводной конструкции, должна удовлетворять экологическим критериям, поскольку полная или частичная утрата трубопроводом его работоспособности неизбежно сопровождается отрицательным воздействием на окружающую среду.

Расчетные модели конструктивной надёжности трубопроводов должны строиться с учетом экологических ограничений. Количественной мерой таких ограничений должны быть значения предельных допустимых воздействий, оцениваемых по всем компонентам окружающей природной среды, находящимся в контакте с трубопроводом.

Конструктивная надёжность трубопровода, как критерий его экологической безопасности, опирается на систему нормированных количественных показателей, определяющих уровень работоспособности трубопровода в реальном диапазоне эксплуатационных нагрузок и воздействий.

В этой связи можно считать, что экологическая безопасность трубопровода является объективной мерой его эксплуатационных свойств, обеспечиваемых в процессе проектирования, строительства и эксплуатации трубопровода.

Поэтому проблему обеспечения экологической безопасности при использовании трубопроводных конструкций следует рассматривать в контексте с вопросами формирования показателей надёжности на всех этапах «жизненного цикла» .

Экологическая надёжность трубопроводов — собирательное понятие для обозначения совокупности свойств, определяющих качество функционирования объекта. Магистральный трубопровод представляет собой сложную техническую систему с восстанавливаемыми и резервированными элементами. Под экологической надёжностью магистральных трубопроводов следует понимать их свойство сопротивляться внешним и внутренним нагрузкам и воздействиям, сопутствующим транспортировке продукта без нарушения герметичности при соблюдении правил эксплуатации, технического обслуживания и ремонта.

Повышение конструктивной надёжности магистральных трубопроводов во многом способствует повышению их функциональной надёжности. Важность проблемы надёжности магистральных трубопроводов, прежде всего, связана с возросшей ролью трубопроводного транспорта в экономике страны.

Современные магистральные газои нефтепроводы качественно изменились: выросла их энергетическая мощность, строятся они в разнообразных почвенно-климатических условиях, причем основные объёмы строительства трубопроводов перемещаются в арктические и субарктические, сильно заболоченные районы Западной Сибири и европейского Севера. Увеличение диаметра трубопроводов и повышение давления транспортируемого продукта, с одной стороны, увеличивает запас кинетической энергии, способной вызывать высокие напряжения в стенках труб, а в газопроводах — лавинные разрушения, с другой стороны, потери продукта при аварийных разрушениях таких трубопроводов резко возрастают.

К тому же увеличение диаметра и протяженности нефтепроводов и газопроводов, прокладка их в труднодоступных местах на Крайнем Севере, в болотах Западной Сибири привели к увеличению времени ликвидации аварий.

Кроме того, с увеличением средней дальности трубопроводов, которая уже превысила тысячи километров, естественно, повышается и вероятность отказов.

Помимо прямой потери продукта при авариях, недодача сырья и топлива потребителям, продолжительные остановки в работе влекут за собой чрезвычайно большие экономические потери за пределами собственно трубопроводной системы. Вынужденная остановка промыслов и предприятий-потребителей нефтегазового сырья и топлива — может обойтись в десятки раз дороже, чем прямые потери от аварийных ситуаций в системе трубопроводного транспорта. Поэтому в связи с тем, что повышение надёжности приводит и к дополнительным материальным затратам, а недооценка надёжности — к большим убыткам от аварий и экологическим катастрофам, следует искать оптимальные решения.

Проблема надёжности магистральных трубопроводов многопланова и в настоящее время еще не имеет четкого теоретического и методологического выражения. Не разработана оценка уровня надёжности и не определены конкретные мероприятия по обеспечению ее требуемого уровня. Нет систематизированных данных по расчету надёжности проектируемых трубопроводов, а также удобных для практики методик расчетов погрешности результата при расчете надёжности трубопроводных систем.

С точки зрения обеспечения экологической надёжности трубопроводов в эксплуатационный период важна разработка мероприятий, обеспечивающих предупреждение аварий, а не ликвидацию их последствий. Оценка надёжности трубопроводов важна на каждом этапе эксплуатации. Речь идет о технической диагностике магистральных трубопроводов, об оценке их работоспособности.

Одним из основных направлений исследования в области конструктивной надёжности магистральных трубопроводов следует считать прогнозирование их эксплуатационной надёжности. По заданному уровню эксплуатационной надёжности формируются требования к качеству исходных материалов (труб, изоляции, электродов и т. п.), проектных решений, культуре строительства и эксплуатации.

4. ТРАНСПОРТИРОВКА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ НА ПРЕДПРИЯТИИ ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ».

Открытое акционерное общество «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть» учреждено Постановлением Правительства Российской Федерации от 14 августа 1993 года № 810 во исполнение Указа Президента Российской Федерации от 17 ноября 1992 года № 1403.

Учредитель — Правительство Российской Федерации. ОАО «АК «Транснефть» зарегистрировано Московской регистрационной палатой 26 августа 1993 года, свидетельство № 026.800.

Основные направления деятельности:

Оказание услуг в области транспортировки нефти и нефтепродуктов по системе магистральных трубопроводов в Российской Федерации и за ее пределами;

Проведение профилактических, диагностических и аварийно-восстановительных работ на магистральных трубопроводах;

Координация деятельности по комплексному развитию сети магистральных трубопроводов и других объектов трубопроводного транспорта;

Взаимодействие с трубопроводными предприятиями других государств по вопросам транспортировки нефти и нефтепродуктов в соответствии с межправительственными соглашениями;

Участие в решении задач научно-технического и инновационного развития в трубопроводном транспорте, внедрение нового оборудования, технологий и материалов;

Привлечение инвестиций для развития производственной базы, расширения и реконструкции объектов организаций системы ОАО «АК «Транснефть»;

Организация работы по обеспечению охраны окружающей среды в районах размещения объектов трубопроводного транспорта.

Нефтепровод в обход Чеченской Республики.

В 90-х годах существенно затруднилась эксплуатация нефтепровода «Баку-Новороссийск», участок которого проходил по территории Чечни. Кража нефти на чеченском участке приобрела систематический характер. В 1997 году было принято решение о строительстве обходного участка.

Однако реализация проекта затянулась из-за нехватки средств.

Реализация проекта была возобновлена в 2000 году, когда финансовое положение российской нефтяной отрасли стало улучшаться в связи с ростом мировых цен на нефть. В сжатые сроки «Транснефть» проложила трубопровод протяженностью 312 км по территории Дагестана. При прокладке обходного участка была построена перемычка, соединяющая магистраль «Баку-Новороссийск» с нефтебазой в Махачкале. Это позволило принимать в порту Махачкала танкеры с нефтью из Казахстана и Туркменистана для осуществления транзитной прокачки в порт Новороссийск.

Нефтепровод в обход Украины (Суходольная-Родионовская) После объявления Украиной независимости Россия потеряла право распоряжаться небольшим участком магистрального нефтепровода, идущего в Новороссийский морской порт. Проект строительства обходного участка возник в начале 90-х годов, однако в то время не нашлось средств на его реализацию.

Понимая стратегическую важность этой нефтетранспортной магистрали, Украина постоянно поднимала плату за его использование. К 2000 году тариф на прокачку нефти по украинскому участку в несколько раз превышал средний уровень. Правительство России потребовало снизить тариф, но Украина ответила отказом. После этого «Транснефти» было дано распоряжение незамедлительно приступить к строительству обходного участка. Первоначально «Транснефть» планировала предоставить нефтяным компаниям долю в проекте в обмен на участие в финансировании. Впоследствии «Транснефть» решила финансировать проект за счёт кредитов и собственных средств.

Строительство нефтепровода Суходольная-Родионовская началось в марте 2000 года, ввод в эксплуатацию состоялся в сентябре 2001 года. Строительство обошлось в $ 240 млн. Протяженность нефтепровода Суходольная-Родионовская — 259 км, в то время как при прокачке по украинской системе нефть преодолевала расстояние в 364 км. Реализация проекта позволила снизить транспортные расходы на основном экспортном направлении и получить гарантии независимости от решений Украины.

Балтийская трубопроводная система.

С распадом СССР Россия лишилась права собственности на крупнейший экспортный морской порт — Вентспилс. Использование этого порта для экспорта российской нефти имело два недостатка: экономический, выражавшийся в высоких расходах, и политический — контроль над экспортом нефти из России находился в руках недружественной страны.

Идея строительства собственного нефтяного порта на Балтийском море возникла в конце 90-х годов. Основным препятствием на пути реализации проекта была нехватка денег. Кроме того, российский участок Балтийского моря зимой покрывается льдом, тогда как акватория Вентспилса не замерзает. В качестве альтернативы «Транснефть» предложила Латвии продать контрольный пакет порта. Латвия ответила отказом.

Решение о строительстве Балтийской трубопроводной системы (БТС) было принято правительством России 16 октября 1997 года. Проект предусматривал прокладку трубопроводов до Балтийского моря и строительство порта в Приморске.

Для сбора средств на реализацию проекта «Транснефть» в мае 1999 года ввела целевой инвестиционный тариф, взимаемый при прокачке нефти по системе магистральных нефтепроводов. Дополнительные сборы вызвали негативную реакцию у нефтяных компаний. «ЛУКОЙЛ», «Сибнефть» иТНК отказались выплачивать инвестиционный тариф и подали протест в Высший арбитражный суд. Согласно решению правительства, доля «Траснефти» в капитале проекта должна была составить не менее 50%, остальное планировалось распределить среди нефтяных компаний.

К середине 2000 года «Транснефть» собрала с помощью инвестиционного тарифа более $ 100 млн. Компания приступила к строительным работам. В декабре 2001 года первая очередь БТС (трубопровод Кириши-Приморск и терминал в Приморске) была сдана в эксплуатацию. Мощность первой очереди составила 12 млн тонн нефти в год.

В ходе реализации проекта государство поменяло свой взгляд на возможность предоставления частным компаниям доли в транспортных мощностях. «В России не может быть частных магистральных нефтепроводов» — таков был новый девиз. Решение о передаче нефтяным компаниям доли в проекте было решено отказаться. Вместо этого им было предложено получить долю в капитале нефтяного порта в Приморске. Впоследствии план был снова пересмотрен, «Транснефть» сохранила полный контроль над проектом.

Мощность БТС в короткие сроки последовательно наращивалась — сначала до 18 млн тонн в год, затем до 30, 42, 62 млн тонн в год. К концу 2006 года Приморск уже был способен отгружать около 75 млн тонн нефти в год.

С наращиваем мощности «Балтийской транспортной системы» «Транснефть» снижала прокачку нефти в направлении Вентспилса. 1 января 2003 года Вентспилс был вычеркнут из списка транспортных направлений. Латвия обратилась к «Транснефти» с предложением о продаже пакета акций порта и снижении тарифов на перевалку нефти, но российская сторона ответила отказом.

Банк качества нефти.

Транспортная система «Транснефти» не позволяет осуществлять раздельную прокачку нефти. Это снижает прибыль компаний, сдающих в систему дорогостоящую лёгкую нефть. В отдельных случаях производителям лёгкой нефти оказывается выгоднее перевозить своё сырьё по железной дороге, несмотря на существенную разницу в транспортных тарифах. В мировой практике эта проблема решается путём ввода Банка качества нефти. Компании, поставляющие в систему низкосортную нефть, выплачивают компенсируют денежные потери производителей лёгкой нефти. В России подобная система применяется на магистрали «Каспийского трубопроводного консорциума». В 2000;2003 годах «Транснефть» вела активную подготовку к введению Банка качества. В основу проекта был положен принцип «нулевого баланса» — суммы, выплат в Банк качества должны быть равны сумме компенсаций из него. Подготовительная работа была одобрена советом директоров «Транснефти», принято решение с 1 января 2003 года запустить систему в опытном режиме. Противниками введения системы компенсационных выплат выступили нефтяные компании Татарстана и Башкортостана поскольку нефть, добываемая в этих регионах, преимущественно тяжёлая и высокосернистая. В этом основную выгоду от Банка качества получили бы «ЮКОС» и «Сибнефть». Перераспределение ПРИБЫЛИ от республиканских компаний в пользу частных признано нецелесообразным, проект заморожен.

Объединение транспортных потоков Холмогоры-Клин и Сургут-Полоцк.

В 2003 году нефтяная отрасль России столкнулась с нехваткой транспортных мощностей, что было вызвано высокими темпами роста добычи нефти. В то же время, магистраль Холмогоры-Клин, по которой перекачивалось лёгкая малосернистая нефть из Западной Сибири, оставалась загружена не полностью.

В начале 2003 года «Транснефть», «ЮКОС», «Сургутнефтегаз» и ТНК обратились к правительству РФ с предложением рассмотреть возможность увеличения нагрузки нефтепровода Холмогоды-Клин за счет переброски в него части нефти, транспортируемой по магистрали Сургут-Полоцк.

Решение было одобрено, с 1 апреля АК «Транснефть» увеличила прокачку нефти по трубопроводу Холмогоры-Клин, переориентировав на этот маршрут часть сырья из магистрали Сургут-Полоцк. Объединение транспортных потоков повысило суммарную экспортную мощность российской трубопроводной системы на 15−19 млн тонн в год. По обоим нефтепроводам стала прокачиваться единая смесь, улучшив показатели сырья на направлении Сургут-Полоцк и ухудшив на направлении Холмогоры-Клин. Туапсинский, Краснодарский и Волгоградский НПЗ стали получать нефть с большим содержанием серы.

Западная Сибирь-Мурманск.

Российские порты на Балтийском и Чёрном морях не имеют возможности принимать большегрузные танкеры. Удобным местом для размещения нефтяного порта является Мурманск. Глубина моря в районе Мурманска позволяет принимать танкеры водоизмещением 240−300 тыс. тонн, Баренцево море не ограничено узкими проливами в отличие от Чёрного и не покрывается зимой льдом в отличие от Балтийского. Осенью 2002 года «ЛУКОЙЛ», «ЮКОС», ТНК и «Сибнефть» подписали «Меморандум о взаимопонимании по вопросу создания нефтепроводной системы для транспортировки нефти через морской нефтеналивной терминал в районе Мурманска». Впоследствии к этому соглашению присоединился «Сургутнефтегаз». Рассматривалось для варианта строительства трубопровода: напрямую из Западной Сибири на Мурманск с подводным переходом по дну Белого моря (протяженность — 2500 км) и в обход Белого моря (протяженность — 3600 км). Мощность первой очереди планировалась на уровне 50 млн тонн в год с перспективой дальнейшего увеличения.

Сначала правительство России выразило готовность предоставить нефтяным компаниям долю в транспортной системе в обмен на инвестиции. Позже от этой идеи решено было отказаться, проект передан на рассмотрение «Транснефти» .

В апреле 2004 года «Транснефть» объявила о нецелесообразности строительства нефтепровода до Мурманска. По мнению «Транснефти», трубопровод из Западной Сибири должен окончится в Индиге, поскольку этот маршрут значительно короче и требует меньших вложений.

Харьяга-Индига.

Отказавшись от строительства нефтепровода до Мурманска, «Транснефть» приступила к разработке проекта Харьяга-Индига. В числе достоинств этого проекта — малая протяженность трубопроводного маршрута (около 400 км) и отдельная прокачка нефти, добываемой на Тимано-Печёре, что позволяло решить задачу сохранения её качества. Вместе с тем, проект имел существенный недостаток глубина моря в районе Индиги не позволяет принимать крупнотоннажные танкеры, кроме того, море замерзает зимой.

Сначала планировалось построить транспортную систему мощностью 24 млн тонн в год, но после переговоров с нефтяными компаниями такая мощность была признана избыточной и сокращена до 12 млн тонн в год. Пока велась разработка проекта, «ЛУКОЙЛ» и «Роснефть» (основные недропользователи Тимано-Печёры) создали собственные системы транспортировки нефти. Остальные компании, работающие в регионе, не располагают достаточными объёмами нефти для загрузки нового нефтепровода. Проект заморожен на неопределённый срок.

" Дружба" -" Адрия" .

Южная ветка нефтепровода «Дружба» заканчивается в Венгрии, у НПЗ Сазхаломбатта. К этому НПЗ также подходит ветка нефтепроводной системы «Адрия», соединяющая НПЗ с хорватским портом Омишаль на Адриатическом море. Порт Омишаль работает в режиме приёма нефти. Загрузка системы невелика, поскольку «Адрии» приходится конкурировать с «Дружбой» .

В начале 2000;х годов возник проект соединения нефтепроводов «Дружба» и «Адрия» с реверсом порта Омишаль. «Адрия» по кратчайшему пути соединяет южную ветку «Дружбы» с глубоководным портом на Адриатике, позволяющим принимать большегрузные танкеры. Достоинством проекта является его низкая себестоимость, поскольку он не требует прокладки новых трубопроводов. На первом этапе через Омишаль планировалось отгружать до 5 млн тонн российской нефти в год с последующим наращиванием объёма до 15 млн тонн в год.

Основным препятствием, стоящим на пути проекта является большое число транзитных стран — Белоруссия, Украина, Словакия и Венгрия. За время, пока велось согласование проекта со всеми заинтересованными сторонами, в России прекратился рост добычи нефти. Проект заморожен.

Попытка «Транснефти» добывать нефть.

В октябре 2001 года «Транснефть» стала учредителем нефтедобывающего предприятия «Трансойл». Предприятие должно было заняться разработкой Пальяновского участка Красноленинского нефтяного месторождения с запасами 70 млн тонн. Доли учредителей: ГУП «Красноленинскнефтегазгеология» — 50%, «Профтехконсалт» — 38%, «Транснефть» — 12%.

Всего через месяц «Транснефть» объявила о продаже своей доли в «Трансойле». Причиной стало решение Комитета по природным ресурсам ХМАО о приостановке действия лицензионного соглашения с «Красноленинскнефтегазгеологией» .

Перемычка между системой «Транснефти» и КТК.

В начале 2000;х годов существовал дефицит мощностей «Транснефти», в то время как магистраль «Каспийского трубопроводного консорциума» была не полностью загружена. Нефтяные компании обратились к «Транснефти» с предложением построить перемычку Тихорецк-Кропоткин, которая соединит системы «Транснефти» и КТК. Переговоры между заинтересованными сторонами велись несколько лет, но закончились безрезультатно.

Нефть из системы «Транснефти» стала поступать с ноября 2004 года, после того, как ЗАО «Нафтатранс» ввело в эксплуатацию железнодорожный терминал Кавказская, соединённый трубопроводом с системой КТК в районе НПС Кропопоткинская. Мощность трубопровода — 6 млн тонн в год.

Прекращение транспортировки нефти в Литву.

В июле 2006 года произошла авария на участках Унеча-Полоцк-1 и Унеча-Полоцк-2 нефтепровода «Дружба». В результате аварии была остановлена прокачка нефти на Мажейкяйский НПЗ и терминал Бутинге. По результатам проверки, проведённой Ростехнадзором, нефтепровод на участке Унеча-Полоцк признан полностью изношенным и непригодным для эксплуатации. Возобновление транспортировки нефти по этому направлению возможно только после полной замены труб. «Транснефть» не стала проводить замену труб и вывела изношенный участок из эксплуатации. Литовский концерн Mazeikiu Nafta был вынужден осуществить реверс терминала в Бутинге для обеспечения сырьём нефтеперерабатывающего завода.

Бургас-Александруполис.

Недостаточная пропускная способность турецких проливов сдерживает развитие экспортных портов на Чёрном море. Проект Бургас-Александруполис предусматривает прокладку нефтепровода протяженностью 280 км от болгарского порта Бургас на Чёрном море до греческого порта Александруполис на Эгейском море. Мощность системы составит 35−50 млн тонн в год.

Для реализации проекта по строительству нефтепровода Бургас-Александруполис ОАО «АК «Транснефть», ОАО «НК «Роснефть» и ОАО «Газпром нефть» 18 января 2007 года учредили компанию ООО «Трубопроводный Консорциум «Бургас-Александруполис». Доля «Транснефти» в созданном консорциуме составляет 33,34%. Двум другим участникам — «Роснефти» и «Газпром нефти» — принадлежит по 33,33%.

Основные функции консорциума «Бургас-Александруполис» — осуществление полномочий единого акционера от РФ в «Международной проектной компании». Российским компаниям в «Международной проектной компании» принадлежит 51% акций, оставшиеся 49% поделили между собой Болгария и Греция. Греческая доля в проектной компании распределена между консорциумом компаний Hellenic Petroleum и Thraki (23,5%) и правительством Греции (1%), долей в размере 24,5% в общем проекте владеет болгарская компания «Бургас-Александруполис БГ», участниками которой являются Technoexportstroy и газовая корпорация АО «Булгаргаз» .

В создаваемой МПК российскому ООО «Трубопроводный консорциум «Бургас-Александруполис» будет принадлежать 51%; греческая доля в проектной компании в размере 24,5% будет распределена между консорциумом компаний Hellenic Petroleum и Thraki (23,5%) и правительством республики (1%); долей в размере 24,5% в общем проекте будет владеть болгарская компания «Бургас-Александруполис БГ», участниками которой являются Technoexportstroy и газовая корпорация АО «Булгаргаз» .

Доверительное управление пакетом акций КТК.

В июне 2007 года Федеральное агентство по управлению федеральным имуществом передало «Транснефти» в доверительное управление 24% акций ЗАО «КТК-Р» и ЗАО «КТК-К». «Транснефть» не будет получать никакого вознаграждения за управление акциями КТК. Все дивиденды, получаемые от трубопроводного консорциума, компания должна перечислять в бюджет. Вместе с тем, «Транснефти» удалось добиться максимальной самостоятельности в принятии решений по КТК.

ЗАО «КТК-Р» эксплуатирует российскую часть нефтепровода Каспийского нефтепроводного консорциума, ЗАО «КТК-К» — казахстанскую. России в обоих предприятиях принадлежит 24%, Казахстану — 19%.

Объединение «Транснефти» и «Транснефтепродукта» .

В апреле 2007 года президент России Владимир Путин подписал указ об объединении «Транснефти» и «Транснефтепродукта». «Транснефть» осуществила дополнительную эмиссию своих акций, которые были обменяны на госпакет акций «Транснефтепродукта». В результате сделки «Транснефть» стала владельцем 100% акций «Транснефтепродукта», а государство увеличило долю в уставном капитале объединённой компании до 78,1% (100% голосующих акций).

Восточная Сибирь-Тихий океан.

Освоение нефтегазовых запасов Восточной Сибири сдерживается из-за нехватки транспортных мощностей. Кроме того, транспортировка нефти в западном направлении обходится очень дорого в связи с большим расстоянием до потребителей. Наибольшая эффективность разработки восточносибирских месторождений может быть достигнута при поставках нефти в Китай и другие страны Азии. Проект создания транспортной системы ВСТО предусматривает прокладку нефтепровода от Тайшета до Находки и строительство нефтяного порта на побережье Тихого океана в районе Козьмино. Возле Сковородино (примерно середина маршрута нефтепровода) возможно строительство ветки на Китай.

В связи со сложностью и высокой ценой реализации проекта строительство нефтепроводной системы ВСТО разделено на два этапа. Первая очередь включает в себя прокладку нефтепровода от Тайшета до Сковородино и строительство нефтяного порта Козьмино. На втором этапе нефтепровод соединит Сковородино и Козьмино. До ввода второй очереди нефть будет доставляться в конечную точку транспортной системы по железной дороге.

" Транснефть" приступила к строительным работам в апреле 2006 года. С целью экономии средств, трубопровод было решено прокладывать вдоль БАМа. Но природоохранные организации выступили против строительства нефтепровода поблизости от Байкала. Маршрут ВСТО был перенесён севернее Байкала, в результате чего общая протяжённость системы возросла на 400 км. Согласно скорректированному варианту нефтепровод пройдёт по маршруту Тайшет-Усть-Кут-Талакан-Алдан-Тында-Сковородино (протяжённость — 2760 км).

В октябре 2008 года был подготовлен к эксплуатации участок Тайшет-Талакан. До завершения строительства остальных объектов первой очереди, готовый участок было решено использовать в реверсном режиме для транспортировки нефти с Талаканского месторождения в западном направлении.

Балтийская трубопроводная система-2.

Председатель правительства РФ Владимир Путин 26 ноября 2008 года подписал распоряжение о проектировании и строительстве «Балтийской трубопроводной системы-2». Трубопровод БТС-2 пройдёт от станции Унеча до порта Усть-Луга. Проектная мощность — 50 млн. тонн в год.

Проектом строительства БТС-2 предусматривается возможность прокладки ответвления до «КИНЕФа» .

5. ОСОБЕННОСТИ ОРГАНИЗАЦИИ ТРАНСПОРТА НЕФТИ.

нефть газ транспортировка сжиженный Важнейшая особенность предприятий транспортирования — органическая связь с нефтегазодобывающей и нефтеперерабатывающей промышленностью, с одной стороны, и потребителями, с другой стороны. Она во многом определяет характер организации производственных процессов на предприятиях трубопроводного транспорта.

Основной производственный процесс на трубопроводах обеспечивает транспортирование нефти из района добычи на нефтеперерабатывающие заводы, на железнодорожные, речные и морские пункты налива, а также на экспорт.

Наиболее распространены механизированные процессы: машинно-ручные или чисто машинные.

Процессы на магистральных трубопроводах значительно разобщены в пространстве. В процессе перекачки нефти одноименные производственные операции производятся на объектах, отдаленных один от другого на сотни тысяч километров. Однако эти процессы обычно совмещаются по времени. От этого во многом зависит продолжительность производственного процесса.

В зависимости от организационной сложности производственный процесс по транспортированию нефти может включать следующие рабочие процессы:

— подготовку трубопровода к перекачке нефти,.

— запуск агрегатов,.

— контроль за перекачкой.

На предприятиях транспортирования нефти организация производственного процесса включает комплекс мероприятий, направленных на более полное использование пропускной способности трубопровода с целью улучшения на этой основе технико-экономических показателей работы трубопроводного транспорта.

Производственная структура предприятий трубопроводного транспорта и нефтегазового хозяйства зависит от многих факторов (диаметра и протяженности нефтепровода, числа и мощности перекачивающих станций, уровня автоматизации производственных процессов).

Нефтепродуктопроводы подразделяются на следующие основные группы.

1. Магистральные трубопроводы — самостоятельные хозрасчетные предприятия. Они предназначаются для перекачки нефти из районов добычи на нефтеперерабатывающие заводы, железнодорожные, речные и морские пункты налива, а также для транспортирования нефтепродуктов из районов их производства (с НПЗ) в районы потребления (до наливных станций или перевалочных нефтебаз).

2. Трубопроводы внутрихозяйственного назначения. К этой группе относятся коммуникации нефтепромыслов, нефтеперерабатывающих заводов, нефтебаз, потребителей и автозаправочных станций.

3. Трубопроводы местного значения. Сюда относятся подводящие нефтепромысловые трубопроводы небольшой протяженности, предназначенные для подвода нефти от нефтепромыслов к головным сооружениям магистральных нефтепроводов и к нефтебазам.

К основным резервам повышения эффективности процесса транспорта относятся, прежде всего:

— более широкое использование трубопроводов больших диаметров;

— современное определение действительной потребности в нефти;

— выявление всех возможных источников покрытия указанной потребности и своевременное распределение ресурсов по отраслям и отдельным предприятиям;

— повышение эффективности транспортно-экономических связей по нефти путем рационального прикрепления потребителей поставщикам, разработка оптимальных планов нефтеснабжения с широким применением математических методов и электронно-вычислительной техники;

— рациональное использование основных фондов, ускорение оборачиваемости нефтетоваров в системе транспорта и хранения, сохранение высокого качества реализуемой продукции и снижение ее потерь до минимума.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

Перевозки нефтепродуктов в нашей стране осуществляются железнодорожным, речным, морским, автомобильным, трубопроводным, а в ряде случаев и воздушным транспортом. Причем, по трубопроводам транспортируют только светлые нефтепродукты (автомобильный бензин, дизельное топливо, авиационный керосин), печное топливо и мазут, а другими видами транспорта перевозят все виды нефтепродуктов.

При использовании трубопроводного транспорта нефтепродукты поступают с НПЗ на головную перекачивающую станцию и далее перекачиваются по магистральному нефтепродуктопроводу (МНПП). В конце МНПП находится крупная нефтебаза откуда нефтепродукты автоцистернами доставляются потребителям. Частичная реализация нефтепродуктов производится и по пути следования МНПП. Для этого производятся периодические сбросы нефтепродуктов на пункты налива железнодорожных цистерн, либо на попутные нефтебазы. Этот способ не имеет ограничений на дальность перевозок.

Другой способ — налив нефтепродуктов в автоцистерны непосредственно на НПЗ и доставка груза в них напрямую потребителям. В этом случае исключаются перегрузка нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой, а, следовательно, и их потери при этом. Однако чем больше дальность транспортировки, тем больше нефтепродуктов уходит на собственное потребление автоцистерн. Поэтому автомобильный транспорт применяется преимущественно при небольшой дальности перевозок.

Два других способа в общем случае в пути предусматривают перевалку с одного вида транспорта на другой (с железнодорожного на водный или наоборот). Перевалка осуществляется с использованием резервуаров перевалочной нефтебазы. В конце пути нефтепродукты поступают на распределительную нефтебазу, с которой они автотранспортом доставляются близлежащим потребителям. Данные способы также не имеют ограничений на расстояние транспортирования. Однако чем выше дальность перевозок, тем больше требуется железнодорожных цистерн, танкеров и барж для доставки одного и того же количества нефтепродуктов. Кроме того при перевалках возникают дополнительные потери грузов.

Таким образом, хотя трубопроводный транспорт нефтепродуктов в нашей стране не является основным, он имеет большие перспективы для своего дальнейшего развития, т.к. наиболее удобен и допускает наименьшие потери транспортируемых продуктов.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ.

1. ОАО «АК «Транснефть» [Электронный ресурс]. — Режим доступа, http://www.ngfr.ru/library.html?transneft, свободный.

2. Деятельность ОАО «АК «Транснефть» [Электронный ресурс]. — Режим доступа, www.2stocks.ru/main/invest/stocks/isprofile/deyatelnost?issuer_id=28&profile_id=, свободный.

3. Официальный сайт ОАО «АК «Транснефть» [Электронный ресурс]. — Режим доступа, http://www.transneft.ru/, свободный.

4. Все о нефти [Электронный ресурс]. — Режим доступа, http://vseonefti.ru/downstream/, свободный.

5. Транспорт нефти [Электронный ресурс]. — Режим доступа, http:// transport-nefti.com/, свободный.