CC BY
119
УДК 622.692.6
СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА В КОНЦЕ XX ВЕКА И НАЧАЛО СИСТЕМНОГО АНАЛИЗА ПАРАМЕТРОВ ТРАНСПОРТА НЕФТИ
Е.А. ЛОГИНОВА, инженер
И.И. ХАСАНОВ, к.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1). E-mail: ilnur.mt@mail.ru
В работе приведен сравнительный анализ транспорта углеводородного сырья в Российской Федерации и США. Представлены этапы развития трубопроводного транспорта во второй половине прошлого столетия и в наше время. Основное внимание уделено системам контроля процесса транспорта нефти, зарождению системного анализа параметров транспорта нефти, автоматизации систем управления и технологических процессов, модернизации аппаратов и измерительных приборов.
Ключевые слова: параметры транспорта нефти, системный анализ, автоматизированные системы управления, автоматизированные системы управления технологическими процессами.
История нефтепроводного транспорта России берет свое начало еще в конце XIX века. Первые нефтяные промыслы в нашей стране 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 т 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 года в России было построено лишь около 1,2 тыс. км нефтепроводов. Для сравнения: в США к этому году протяженность нефтепроводов составляла уже 14 тыс. км.
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 транспортировке нефти была очевидна, особенно после возобновления роста объемов нефтедобычи. В результате в 30-40-е годы ХХ века возобновилось активное строительство нефтепроводов на юге России. Основной целью была доставка нефти к берегам Черного и Каспийского морей.
Также в 30-х годах началась добыча нефти на территории Казахстана, что способствовало развитию 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, которая практически полностью разрушила трубопроводную систему на юге России.
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 реконструированы 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 это число почти удвоилось.
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.
Еще в прошлом столетии в СССР были осуществлены коренные изменения в управлении трубопроводным транспортом углеводородного сырья. В октябре 1967 года было создано Управление магистральных нефтепроводов Западной и Северо-Западной Сибири (УМН З и СЗС) в г. Тюмени с тремя нефтепроводными управлениями - Сургутским, Тобольским и Шаимским (с 1995 года - Тюменским). Приказ подписал министр газовой промышленности СССР А.К. Кортунов. К тому времени часть нефтепроводов страны входила в структуру Главнефтесбыта РСФСР, новые же магистрали попали в подчинение Мингазпрома, потому что в него входили многие организации, которые строили объекты нефтяной и газовой промышленности, включая нефтепроводы. Вскоре эти организации были выделены в знаменитый Миннефтегазстрой, который возглавил тот же Кортунов. Но в 1970 году уже в составе Министерства нефтедобывающей (затем - нефтяной) промышленности СССР было создано Главное управление по транспортированию и поставкам нефти - Главтранснефть. Ему и было переподчинено УМН З и СЗС. На основе этого главка со временем была образована акционерная компания «Транснефть». Сеть магистральных нефтепроводов
4 • 2017
43
России создавалась изначально как часть Единой системы нефтеснабжения (ЕСН) СССР. Единая система нефтеснаб-жения была запроектирована как целостная инженерная и экономическая система с централизованным управлением технологическими режимами, развитием и системным резервированием. При колебаниях спроса на нефть, авариях, профилактических ремонтах и других изменениях нормального состояния центральный орган управления -Главтранснефть - вырабатывал адекватную стратегию маневрирования потоками, использования резервных мощностей трубопроводов, запасов нефти в резервуарных парках и их свободной емкости по всей системе. Система нефтепроводов Главтранснефти обслуживала территорию вдвое большую, чем охваченная системой нефтеснабжения территория США. Протяженность магистральных нефтепроводов в США на начало 1975 года составляла 135,3 тыс. км (втрое больше, чем сеть России). Транснефть перекачивала в 1970 году около 306,9 млн т нефти, а сеть США - примерно 651 млн т, но средняя дальность транспортировки нефти в России была в три раза больше, чем в США, и составляла 1320 км. В 1970 году добыча нефти (с газовым конденсатом) достигала 352,6 млн т, из них в Западной Сибири - 31,4 млн т (табл. 1).
В 1980 году в СССР было добыто уже 603 млн т нефти, из них в Западной Сибири - 300,4 млн т. Период роста добычи (в основном за счет ресурсов Западной Сибири) закончился в 1984 году уровнем 612,4 млн т. Затем общая добыча нефти начала медленно снижаться до 569,7 млн т в 1990 году, из них в Западной Сибири - 375,4 млн т нефти.
После 1990 года добыча нефти начала резко падать: в 1992 году она составила 99 млн т., в 1994-м - 317,9 млн т. Наибольшее падение добычи нефти имело место на месторождениях Западной Сибири, где в 1995 году было добыто всего 216 млн т, то есть за пять лет уровень добычи упал на 42%.
Поступление нефти в систему нефтепроводов стало уменьшаться и в 1995 году составило лишь 298 млн т. Это было связано с продолжающимся падением добычи нефти и сокращением объема ее переработки на российских нефтеперерабатывающих предприятиях, а также на НПЗ ближнего зарубежья в результате неплатежеспособности предприятий нефтяной и нефтеперерабатывающих отраслей. Сокращение грузопотока вызвало такое снижение загрузки нефтепроводов, что пришлось законсервировать некоторые нефтеперекачивающие станции. Наблюдалось значительное несоответствие структуры мощностей сети потребностям трафика, что приводило к росту энергетических и других затрат на единицу грузооборота.
Главтранснефть действовала на основе хозяйственного расчета, и руководила подчиненными подразделениями, являющимися юридическими лицами, и выступала по отношению к ним как вышестоящий орган управления, имела
Таблица 1
Нефтяная помышленность СССР в 1970-1975 гг.
самостоятельный баланс и соответствующие счета в банках, являлась юридическим лицом. К 1991 году Главтранснефть имела в своем составе:
- 17 управлений магистральными нефтепроводами;
- 57 районных нефтепроводных управлений;
- 572 нефтеперекачивающие станции;
- 265 аварийно-восстановительных пунктов;
- 3 специализированных управления по предупреждению и ликвидации аварий;
- 2 аварийных поезда;
- 1 специализированный трест по диагностике и восстановлению подводных переходов (трест «Подводтрубопровод»);
- управление производственной связи;
- проектный институт «Гипротрубопровод». В своей системе Главтранснефть имела производство 70 тыс. км магистральных трубопроводов средним диаметром 840 мм, в том числе 66,5 тыс. км магистральных нефте- и продукто-проводов, 3,8 тыс. км магистральных водоводов. Надо отметить, что защиту магистральных трубопроводов обеспечивало более 8 тыс. станций катодной защиты и более 35 тыс. протекторов; также резервуарные емкости вместимостью 17 млн м3 (металлические и железобетонные резервуары вместимостью от 5 тыс. до 50 тыс. м3). Уровень автоматизации объектов Главтранснефти составлял:
- нефтеперекачивающие станции - 85%;
- резервуарные парки - 90%;
- линейная часть - 44% .
Стоимость основных фондов на 1991 год составляла более 13 млрд руб. Ежегодно Главтранснефть обеспечивала перекачку и поставку всей добываемой в СССР нефти (средняя дальность перекачки 2300 км). Главтранснефть ежегодно осваивала в капитальном ремонте более 150 млн руб. и капитально ремонтировала свыше 1000 км магистральных трубопроводов. Общая численность работающих составляла 61,0 тыс. человек. В 1991 году в связи с прекращением деятельности Министерства нефтяной промышленности СССР было ликвидировано и его главное управление по транспорту и поставкам нефти - Главтранснефть, которое осуществляло централизованное руководство всеми нефтепроводами страны. Для обеспечения общесистемных функций и сохранения единства управления 16 предприятий нефтепро-водного транспорта основали компанию «Транснефть», а на базе аппарата Главтранснефти - исполнительную дирекцию компании. В тот же период входившие в Главтранснефть объединения магистральных нефтепроводов Западной и Северо-Западной Сибири функционировали самостоятельно как Сибнефтепровод. Также хочется привести некоторые технико-экономические показатели и параметры применяемых на нефтепроводах Главтранснефти технологий, техники и оборудования с аналогичными данными зарубежных
Показатель 1970 г. 1971 г. 1972 г. 1973 г. 1974 г. 1975 г.
Добыча нефти в СССР, млн т 353,0 377,1 (107)* 400,4 (113) 429,0 (122) 458,9 (130) 491,0 (139)
В том числе по РСФСР, млн т 284,7 302,4 (107) 325,6 (114) 351 (123) 379,6 (133). 405,5 (142)
Объём переработки нефти в СССР, млн т 297,4 295,3 (106) 317,3 (114) 340,7 (122) 366,3 (134) 388,9 (139)
* В процентах к 1970 г.
Таблица 2
Сравнительные характеристики систем нефтепроводного транспорта в СССР и США
Показатель США (на 1980 г.). СССР (на 1985 г.).
Протяженность сети, тыс. км 101,5 62,7
Количество НПС 107,8 565
Объем перекачки, млн т 900 562
Численность обслуживающего персонала , чел. 17 500 49 900
Удельная численность на одну НПС, чел. 16 88
Производительность труда, млн км/чел. 43 23,4
Средняя наработка на отказ насосного агрегата, ч 6000-9000 4000
стран, в частности по автоматизации технологических процессов, попытаться провести так называемый системный анализ начала автоматизации с переходом к управлению всеми процессами трубопроводного транспорта. Так, в США применялись многочисленные системы и методы автоматизированного управления различными объектами трубопроводной системы, а именно отдельными станциями, а также и крупными разветвленными трубопроводными системами. В США в конце 60-х годов дистанционно управляемых станций было 42%, а уже в 70-х - 59,9%. О высокой степени автоматизации и телемеханизации нефтепроводов США можно было судить по низкой численности обслуживающего персонала на единицу (100 км) протяженности трубопроводной сети: в 1960 году -12 человек, в 1965-м - 8 человек, в 1970 году - 7 человек (без учета системы сервисного обслуживания). Появление компьютерной техники и повышение надежности средств связи привели к широкому внедрению электронно-вычислительной техники на трубопроводном транспорте. Использование ЭВМ для повышения пропускной способности и сокращения энергетических затрат привело к экономии более чем на 5%. Широкое внедрение микропроцессоров позволило охватить все объекты контроля и управления нефтеперекачивающими станциями (НПС). А использование этих микропроцессорных технических средств открыло новые пути создания сложных иерархических систем автоматики и телемеханики, обеспечивающих решение автоматического управления, защиты, сбора, обработки и передачи информации. На многих зарубежных нефтепроводных фирмах, на нефтеперекачивающих станциях устанавливали компьютерную технику, позволяющую оптимизировать режимы работы трубопроводов и контролировать перекачку, прием и сдачу перекачиваемой нефти. Также в этих компаниях осуществлялось телеуправление линейными задвижками, при этом для питания энергией в отдельных случаях использовались термогенераторы - солнечные батареи.
Развитие радиоэлектронной и вычислительной техники в США подтолкнуло нефтепроводные компании внедрять новые, более совершенные и экономичные системы автоматики и телемеханики и улучшать методы управления, повышать степень использования основного производственного оборудования, экономическую эффективность производства в значительной степени за счет сокращения численности обслуживающего персонала.
В тот период в СССР также уделялось внимание автоматизации нефтепроводов. В начале 1985 года были автоматизированы 93% НПС, 84% резервуарных парков, телемехани-зировано 73% НПС, 18 тыс. км линейной части магистральных нефтепроводов, работало 12 автоматизированных систем управления (АСУ) на уровне управления магистральных 4 • 2017
нефтепроводов, 34 автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП).
Сравнительные характеристики систем нефтепроводного транспорта в СССР и США, по основным показателям дано в табл. 2.
Как видно, даже в те годы при зарождении автоматизированных систем управления, то есть в подотрасли предполагался переход магистральных нефтепроводов на работу без постоянного присутствия обслуживающего персонала. Новые НПС (начиная с 1990 года) предполагалось создавать полностью автоматизированными, эксплуатируемыми по безлюдной технологии. Для перевода НПС и резервуар-ных парков на эксплуатацию без постоянного присутствия обслуживающего персонала необходимо иметь 100%-й уровень автоматизации и телемеханизации. Поэтому системный анализ как параметров процессов производства, так и технических систем, фиксирующих их, позволил отметить недостаточную надежность отечественных систем автоматики и телемеханики и недостаточное количество счетчиков, расходомеров и другого оборудования. Кроме того, в процессе эксплуатации систем автоматики и телемеханики, закупленных за рубежом для СССР, был выявлен более высокий уровень их разработки и превосходства по технико-экономическим параметрам. Поэтому стояла задача создания средств автоматизации и телемеханики, обладающим показателями надежности (наработкой на отказ) механического и энергетического оборудования - 18 000-20 000 ч, система автоматики и телемеханики - 180 000-200 000 ч.
В этих условиях значительно упрощается схема НПС, оперативный персонал на НПС полностью отсутствует. Выявлено, что высокая оснащенность новейшим высокопроизводительным оборудованием, системами автоматики и телемеханики, широкое использование ЭВМ и микропроцессоров позволяли обходиться нефтепроводным компаниям минимумом обслуживающего персонала, в условиях жесткой конкуренции повышать эффективность работы трубопроводных систем.
Так как развитие трубопроводной системы возрастало в связи с ростом добычи нефти, отставание на повсеместное внедрение средств автоматики и телемеханики в тот период было достаточно большим, в стране еще не было полностью автоматизированных нефтепроводов, НПС, то есть работающих без обслуживающего персонала.
Таким образом, основным фактором повышения производительности труда, обеспечения надежности и безопасности нефтепроводного транспорта, дальнейшего совершенствования системы учета нефти становится надежная и эффективная работа средств автоматизации и АСУ на всех уровнях управления.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Кублановский Л.Д. Автоматизация и телемеханизация добычи нефти. М.: Гостоптехиздат, 1958.
2. Исаакович Р.Я., Попадько В.Е. Контроль и автоматизация добычи нефти и газа. М.: Недра, 1985. 352 с.
3. Количественный учет нефтепродуктов. М.: Гостоптехиздат, 1958. 331 с.
4. Абдуллаев А.А. Из опыта проектирования комплексной автоматизации нефтедобывающих предприятий Азербайджана // Нефтяное хозяйство. 1960. № 7.
5. Абдуллаев А.А., Набиев И.А. Схема автоматического телеизмерения дебита нефтяных скважин // Автоматика и телемеханика. 1960. № 2.
6. Абдуллаев А.А., Джавадов А.А., Левин А.А., Набиев И.А. Телемеханические комплексы для нефтяной промышленности. М.: Недра, 1982. 198 с.
7. Мовсумзаде Э.М., Муртазин М.Б. Очерки по истории развития нефтяной промышленности Урало-Поволжского региона. Уфа: Реактив, 1995. 112 с.
8. Мовсумзаде Э.М. Зарождение перегонки апшеронской нефти и становление масляного производства. Уфа: Реактив, 1997. 295 с.
9. Мовсум-заде А.Э., Ализаде М.Ф. О применении контрольно-измерительных приборов на промыслах Апшерона. Уфа: Реактив, 2001. 163 с.
10. Мовсум-заде А.Э., Сощенко А.Е. Развитие систем автоматизации телемеханизации в нефтегазовой промышленности. М.: Недра, 2004. 331 с.
11. Мовсум-заде А.Э., Ализаде М.Ф. Первые попытки использования контрольно-измерительных приборов в нефтяном производстве // Нефтепереработка и нефтехимия, 2001. № 4. С. 54-56.
12. Мовсум-заде А.Э., Рахманкулов Э.Д., Мовсум-заде Н.Ч. Первые этапы становления автоматизации в нефтяном деле // Нефть, газ и бизнес, 2002. № 1. С. 70-72.
13. Александров А.В., Баясанов Д.Б. Применение электронно-вычислительных машин для расчета и управления в системах дальнего транспорта газа. М.: Недра, 1970. 255 с.
14. Черняк Ю.А. Автоматизация режима работы газомотокомпрессоров на компрессорных станциях США. М.: ВНИИЭгазпром, 1971. 22 с.
THE STATE OF PIPELINES AT THE END OF XX CENTURY AND THE BEGINNING OF THE SYSTEM ANALYSIS OF PARAMETERS OF OIL TRANSPORTATION
LOGINOVA E.A., Engineer
KHASANOV I.I., Cand. Sci. (Tech.), Associate Prof. of Department of Transport and Storage of Oil and Gas
Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Republic of Bashkortostan,
Russia). E-mail: ilnur.mt@mail.ru
ABSTRACT
The paper presents a comparative analysis of the transport of hydrocarbons in the Russian Federation and the United States. The stages of development of pipeline transportation in the second half of the last century and the modern period are considered. The focus is on the control systems of the process of oil transportation, the emergence of the system analysis of parameters of oil transportation, automation and control systems of technological processes, modernization of machines and measuring devices.
Keywords: parameters of oil transportation, systems analysis, automated control systems, automated control systems of technological processes.
REFERENCES
1. Kublanovskiy L.D. Avtomatizatsiya i telemekhanizatsiya dobychi nefti [Automation and telemechanization of oil production]. Moscow, Gostoptekhizdat Publ., 1958.
2. Isaakovich R.YA., Popad'ko V.Ye. Kontrol' i avtomatizatsiya dobychi nefti i gaza [Control and automation of oil and gas production]. Moscow, Nedra Publ., 1985. 352 p.
3. Kolichestvennyy uchet nefteproduktov [Quantitative accounting of petroleum products]. Moscow, Gostoptekhizdat Publ., 1958. 331 p.
4. Abdullayev A.A. From the experience of design of complex automation of oil-producing enterprises of Azerbaijan. Neftyanoye khozyaystvo, 1960, no. 7 (In Russian).
5. Abdullayev A.A., Nabiyev I.A. Scheme of automatic distance measurement of oil production rate. Avtomatika i telemekhanika, 1960, no. 2 (In Russian).
6. Abdullayev A.A., Dzhavadov A.A., Levin A.A., Nabiyev I.A. Telemekhanicheskiye kompleksy dlya neftyanoy promyshlennosti [Telemechanical complexes for oil industry]. Moscow, Nedra Publ., 1982. 198 p.
7. Movsumzade E.M., Murtazin M.B. Ocherki po istorii razvitiya neftyanoy promyshlennosti Uralo-Povolzhskogo regiona [Essays on the history of the development of the oil industry in the Ural-Volga region]. Ufa, Reaktiv Publ., 1995. 112 p.
8. Movsumzade E.M. Zarozhdeniye peregonki Apsheronskoy nefti i stanovleniye maslyanogo proizvodstva [Origin of distillation of Apsheron oil and formation of oil production]. Ufa, Reaktiv Publ., 1997. 295 p.
9. Movsumzade A.E., Alizade M.F. O primenenii kontrol'no- izmeritel'nykh priborov na promyslakh аpsherona [On the application of control instruments in the fields of Apsheron]. Ufa, Reaktiv Publ., 2001. 163 p.
10. Movsumzade A.E., Soshchenko A.Ye. Razvitiye sistem avtomatizatsii telemekhanizatsii v neftegazovoy promyshlennosti [Development of automation systems for telemechanization in the oil and gas industry]. Moscow, Nedra Publ., 2004. 331 p.
11. Movsumzade A.E., Alizade M.F. The first attempts to use control and measuring instruments in oil production. Neftepererabotka i neftekhimiya, 2001, no. 4, pp. 54-56 (In Russian).
12. Movsumzade A.E., Rakhmankulov E.D., Movsum-zade N.CH. The first stages in the development of automation in the oil business. Neft', gaz i biznes, 2002, no. 1, pp. 70-72 (In Russian).
13. Aleksandrov A.V., Bayasanov D.B. Primeneniye elektronno-vychislitel'nykh mashin dlya rascheta i upravleniya v sistemakh dal'nego transporta gaza [The use of electronic computers for calculation and control in long-range gas transportation systems]. Moscow, Nedra Publ., 1970. 255 p.
14. Chernyak YU.A. Avtomatizatsiya rezhima raboty gazomotokompressorov na kompressornykh stantsiyakh SSHA [Automation of the operation mode of gas compressors at US compressor stations]. Moscow, VNIIEgazprom Publ., 1971. 22 p.
