3 анализ народохозяйственного значения системы магистральных трубопроводов, ее состава и структуры 4

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%.
Существующие трубопроводные системы Газпрома; Транснефти; Транснефтепродукта продолжат свою работу в режиме модернизации и реконструкции. Развернется строительство новых магистралей по западным и восточным маршрутам для обслуживания экспорта и внутренних потребностей.
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.