Научная статья на тему 'Транспортная инфраструктура нефтегазовой отрасли России'

Транспортная инфраструктура нефтегазовой отрасли России Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

CC BY
3352
345
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Ключевые слова
НЕФТЬ / OIL / ГАЗ / GAS / ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫЙ ТРАНСПОРТ / RAILWAYS TRANSPORT / ВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ / АВТОМОБИЛЬНЫЙ ТРАНСПОРТ / MOTOR TRANSPORT / ГРУЗОВЫЕ ПЕРЕВОЗКИ / FREIGHT TRANSPORTATION / WATER-BORNE TRANSPORT

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Шмулевич М.И.

Обзор содержит анализ состояния нефтегазовой отрасли Российской Федерации в плане размещения производства и наличия транспортных связей в этой сфере, конкурентоспособности различных видов транспорта при перевозках нефтегазовых грузов, существующих проблем и подходов к их решению.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Transport infrastructure of Russia’s oil and gas industry

The review contains an analysis of the state of Russian Federation’s oil and gas industry as regards the location of economic activity and existing transport links in that sphere, competitiveness of various modes of transport in transporting oil and gas cargoes, existing problems and approaches to solving them.

Текст научной работы на тему «Транспортная инфраструктура нефтегазовой отрасли России»

Транспортная инфраструктура нефтегазовой отрасли России

М. И. Шмулевич, д.т.н., профессор, заместитель директора

ЗАО «Промтранснии-проект»

топливно-энергетический комплекс является важнейшей составляющей российской экономики и одной из наиболее приоритетных грузообразующих отраслей транспортной системы российской Федерации.

топливно-энергетический и нефтегазовый комплексы

Общий объем топливно-энергетического баланса в мире — до 15 млрд т условного топлива в год (около 9-11 млрд т в нефтяном эквиваленте), из них порядка 40 % — природная нефть, до 25 % — уголь, 24 % — газ, 7 % — ядерная энергия, 3 % — гидроэнергия. Удельный вес нетрадиционных источников энергии — геотермальной, ветровой — в балансе топливно-энергетического комплекса (ТЭК) незначителен.

Топливно-энергетический баланс России отличается от мирового: в нем доля природного газа превышает 50 %, нефти — 21-22 %, угля —

рис. 1. доля стран в добыче нефти в 2016 году, % таблица 1. доказанные запасы нефти на 2016 г.

№ страна запасы доля от мировых запасов, %

п/п млрд т млрд бар.

1 Венесуэла 47,0 300,9 17,6

2 Саудовская Аравия 36,6 266,5 15,6

3 Канада 27,7 171,5 10

4 Иран 21,8 158,4 9,3

5 Ирак 20,6 153,0 9,0

6 Россия 15,0 109,5 6,4

7 Кувейт 14,0 101,5 5,9

8 ОАЭ 13,0 97,8 5,7

9 Ливия 5,9 48,4 2,8

10 США 5,9 48,0 2,8

16-17%, гидроэнергии — до 5%, ядерной энергии — 4-5 %. Так, в 2016 г. добыча нефти и сопутствующего ей газового конденсата составила 547,5 млн т, газа — 640 млрд м3, угля — 385 млн т, выработка электроэнергии составила более 1020 млрд кВт-ч [1]. Нефтегазовый комплекс России обеспечивает более 70 % первичных энергоресурсов, формирует 20 % ВВП, 40 % бюджета страны, 50 % экспортной выручки.

Нефть используется не только для получения моторного топлива и масла, но и как источник сырья для производства синтетических каучуков и волокон, пластмасс, моющих средств, пластификаторов, присадок, красителей и необходимых для производства этих веществ парафиновых углеводородов (метана, этана, пропана, бутана, пентана, гексана), ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилола, этилбензо-ла), олефиновых (этилена, пропилена, бутадиена, ацетилена) и других продуктов.

Разведанные и доказанные к началу XXI в. мировые запасы нефти составляют 140,7 млрд т, газа — 145,7 трлн м3. Доказанные запасы нефти, по оценкам British Petroleum (BP), опубликованным в [2] по состоянию на 2016 г. для 10 крупнейших по запасам нефти стран [3], представлены в табл. 1.

Все большую роль играют поисковые работы на морском шельфе на глубине более 1500 м. Именно здесь за последние 2-3 года сделаны основные открытия (в России — на шельфе Карского моря в 2014 г.).

Промышленная добыча нефти в мире составляет около 4,5 млрд т в год. Доля стран в добыче нефти в 2016 г. приведена на рис. 1 [2]. Россия ежегодно добывает 500-505 млн т нефти, а с учетом газового конденсата — 547,5 млн т в 2016 г., или 11 млн баррелей в сутки (нефтяной баррель равен 159 л) [4].

Основная нефтедобывающая база

России — Западная Сибирь (Самотлор, Сургут, Мегион, Уренгой). Эти месторождения дают 70 % добычи нефти. Вторая база — Волго-Уральская (Альметьевске и Ромашкинское месторождения в Татарстане, Туймазинское и Ишимбайское в Башкирии). Здесь нефть добывается с 1960-х годов, в настоящее время — около 25 % российской нефти. Третий по запасам и добыче район страны — Тимано-Печорский, включая шельф Баренцева моря (3 % в общем объеме добычи). Еще около 2 % российской нефти добывают на Северном Кавказе, включая шельф Каспийского моря, добывают нефть и на севере Сахалина и на шельфе Охотского моря. Размещение месторождений нефти в России приведено на рис. 2.

Уровень развития страны в значительной мере определяется удельным энергопотреблением на душу населения, которое в среднем в мире составляет около 2-2,5 т условного топлива в год, но в экономически развитых странах — в несколько раз выше.

Объем потребления нефти разными странами в 2016 г. приведен на рис. 3 [4]. В целом в мире за 10 лет (2006-2016 гг.) потребление нефти увеличилось с 3984 до 4418 млн т/год, т. е. на 10,9 %.

Избыток производимых энергоносителей в одних странах и их недостаточное количество в других определяют транспортные потоки нефти и нефтепродуктов. Добываемая нефть транспортируется на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), расположенные либо внутри страны, либо за ее пределами, т. е. в последнем случае экспортируется.

В России в течение длительного времени около 50 % добываемой нефти экспортируется в сыром виде, что объясняется недостаточным развитием нефтеперерабатывающих мощностей. При этом мощности НПЗ растут, и объем экспортируемой из России сырой нефти, как правило, снижается: с 250 млн т при добыче 480 млн т нефти и газового конденсата в 2006 г. до 223 млн т при добыче 527 млн т в 2014 г. В последние два года из-за изменений в налоговой системе экспорт нефти несколько возрос, но это — отклонение от основного тренда, поскольку экспорт продуктов нефтепереработки с высокой добавочной стоимостью экономически намного выгоднее.

Крупнейшими экспортерами нефти являются страны — члены ОПЕК (Ирак,

рис. 3. потребление нефти в 2016 г., млн т в год

Кувейт, Саудовская Аравия, ОАЭ, Катар, Алжир, Ливия, Нигерия, Габон, Индонезия, Венесуэла), на долю которых приходится 65 % мирового экспорта нефти и 43 % ее добычи. Кроме стран ОПЕК и России значительные объемы нефти экспортирует Мексика.

Объем переработки нефти по ведущим странам приведен на рис. 4 [2]. Лидером в области потребления и переработки нефти являются США, где при добыче в 2016 г. 543 млн т переработано более 828 млн т (дополнительно к собственной добыче США импортируют нефть). Значительное превышение переработки над добычей характерно и для Западной Европы: соответственно, 700 и 300 млн т/год.

переработка нефти и ее влияние на транспортные потоки

Нефтеперерабатывающая промышленность в мире рассредоточена неравномерно: большей частью — в развитых странах — потребителях нефти и нефтепродуктов. В США сосредоточен 21 % мощностей НПЗ мира, в Западной Европе — 20 %. Общая мощ-

ность НПЗ, действующих в 20 странах, перерабатывающих наибольшее количество нефти, приведена в табл. 2 (данные 2016 г.). Крупнейшие НПЗ мира представлены в табл. 3.

В России 32 НПЗ, производительность каждого из которых превышает 1 млн т/год, переработали в 2016 г. 280 млн т нефти. Их размещение приведено на рис. 5. Крупнейшие из российских НПЗ — Омский («Газпромнефть»), Ки-ришский («Сургутнефтегаз»), Рязанский («Роснефть»), «ЛУКОЙЛ-Нижегороднеф-теоргсинтез», переработавшие в 2016 г. соответственно, 20,5; 18,5; 16,2 и 15,5 млн т сырой нефти [5].

Развитие существующих и строительство новых современных нефтеперерабатывающих и нефтехимических комплексов является приоритетным направлением развития российской нефтепереработки [6]. За период с 2011 по 2016 гг. переработка нефти на НПЗ России возросла на 19 % — с 234,9 до 279,7 млн т в год [7]. Планируется существенное увеличение производства светлых нефтепродуктов на российских НПЗ.

Общая

Страна мощность,

млн т/ год

Таблица 2. Общая мощность НПЗ по странам

Общая мощность, млн т/ год

1 США 952 11 Канада 101

2 Китай 724 12 Италия 98

3 Россия 328 13 Испания 80

4 Индия 236 14 Мексика 78

5 Япония 184 15 Сингапур 77

6 Южная Корея 165 16 Венесуэла 67

7 Саудовская Аравия 148 17 Нидерланды 66

8 Бразилия 117 18 Таиланд 63

9 Германия 103 19 Великобритания 63

10 Иран 101 20 Франция 63

Рис. 4. Переработка нефти в 2016 г., млн т в год

Первые нефтеперерабатывающие заводы строились вблизи мест добычи нефти (в Уфе, Грозном), но позже стала очевидной целесообразность размеще-

ния нефтепереработки вблизи от потребителей нефтепродуктов, что увеличивает дальность перевозки сырой нефти, но сокращает транспортировку продук-

Таблица 3. Крупнейшие НПЗ мира

№ п/п

тов нефтепереработки, поэтому большая часть нефтеперерабатывающих заводов размещена в европейской части России (в Волгограде, Киришах, Кстово, Москве, Перми, Рязани, Саратове, Сызрани, Тольятти, Уфе, Ярославле и др.). Здесь перерабатывается около 75 % добываемой нефти. На НПЗ, расположенных в восточной части страны (в Омске, Томске, Ангарске, Комсомольске-на-Амуре, Хабаровске и др.), перерабатывается около 25 % нефти. Мощность этих НПЗ в настоящее время растет, развиваются, в частности, Омский и Хабаровский НПЗ, крупный комплекс по производству сжиженных газов построен в Тобольске.

Специалисты отмечают необходимость строительства НПЗ на концах нефтепроводов и в приморских зонах: на Дальнем Востоке — в районе Находки, на Западе — у побережья Балтики, на Севере — в районе Мурманска, на юге — в Краснодарском крае.

На нефтеперерабатывающих заводах задействуются различные схемы переработки нефти с получением широкого ассортимента продуктов. На заводах топливного типа основным товаром является моторное топливо — бензин, авиационный керосин, дизельное топливо и другие виды светлых нефтепродуктов, после получения которых остаются темные остатки — мазут (котельное топливо) и битум, используемый в дорожном строительстве.

Нефтеперерабатывающие заводы

№ п/п компания Расположение Производительность по сырой нефти млн т/год 1 тыс. барр/сут

1 Paraguana Refining Center Кардон/Джудибана, штат Фалькон, Венесуэла 47,0 940

2 SK Innovation Ульсан, Южная Корея 42,0 840

3 GS-Caltex Йосу, Южная Корея 38,8 775

4 S-Oil Онсан, Южная Корея 33,4 669

5 Reliance Industries Джамнагар, Индия 33,0 660

6 ExxonMobil Refining & Supply Джуронг/Пулау Айер Чаван, Сингапур 29,6 592,5

7 Reliance Industries Джамнагар, Индия 29,0 580

8 ExxonMobil Refining & Supply Бейтаун, Техас, США 28,0 560,5

9 Saudi Arabian Oil Co (Saudi Aramco) Рас-Таннура, Саудовская Аравия 27,5 550

10 Formosa Petrochemical Майляо, Тайвань 27,0 540

11 Marathon Petroleum Гаривилль, Луизиана, США 26,1 522

12 ExxonMobil Refining & Supply Батон-Руж, Луизиана, США 25,2 502,5

13 Hovensa Санта-Крус, Виргинские о-ва 25,0 500

14 Kuwait National Petroleum Мена-эль-Ахмади, Кувейт 23,3 466

Рис. 5. Размещение основных нефтеперерабатывающих и газоперерабатывающих заводов в России: 1 - НПЗ «Ухтанефтепереработка»; 2 - НПЗ «Киришинефтеоргсинтез»; 3 - НПЗ «Ярославнефтеоргсинтез»; 4 -Ярославский НПЗ; 5 - Московский НПЗ; 6 - Рязанский НПЗ; 7 - НПЗ «Нижегороднефтеоргсинтез»; 8 - Новокуйбышевский НПЗ; 9 - Куйбышевский НПЗ; 10 - Сызранский НПЗ; 11 - НПЗ «Волгограднефтепереработка»; 12 - ОАО «Нижнекамский НПЗ»; 13 - Саратовский НПЗ; 14 - Уфимский НПЗ; 15 - Ново-Уфимский НПЗ; 16 - НПЗ «Уфанефтехим»; 17 - НПЗ «Салаватнефтеоргсинтез»; 18 - НПЗ «Орскнефтеоргсинтез»; 19 - НПЗ «Пермнефтеоргсинтез»; 20 - Грозненский НПЗ; 21 - Туапсинский НПЗ; 22 - НПЗ «Краснодарэконефть»; 23 - Омский НПЗ; 24 - Ачинский НПЗ; 25 - Ангарский НХК; 26 - Комсомольский НПЗ; 27 - Хабаровский НПЗ; 28 - Сосногорский ГПЗ; 29 - Сургутский завод по стабилизации конденсата; 30 - Завод по подготовке конденсата к транспорту (Новый Уренгой); 31 - Астраханский ГПЗ; 32 - Оренбургский ГПЗ; 33 - Салаватский газохимический завод; 34 - Томский завод по производству метанола; 35 - Ямальский ГПЗ (Новатэк); 36 - Амурский ГПЗ (Сибур); 37 - Амурский ГПЗ (Газпром)

разделяются по глубине переработки нефти [8]. При неглубокой переработке светлые нефтепродукты составляют 40-45 % продукции предприятия, темные — 50-55 %, при глубокой переработке получают более 90 % светлых нефтепродуктов. В настоящее время в России показатели глубины переработки нефти на 32 основных НПЗ составляют от 53 до 91 %, в среднем 78,8 %, что значительно ниже средней величины в развитых странах: в Европе — 85 %, в США — 95 %. Вместе с тем на лучших российских НПЗ достигнуты высокие показатели глубины переработки: на Омском НПЗ в 2016 г. эта величина составила 90,6 %, поставлена задача к 2020 г. довести ее до 97 %.

Наряду с моторным топливом нефть и отделяемый при ее добыче попутный газ являются основным сырьем для нефтехимического производства: 80 % всей продукции химической, нефтехимической и агрохимической отраслей производится из продуктов переработки нефти и газа (остальные 20 % составляет минеральное сырье — апатиты, хлористый калий и поваренная соль). Высокая стоимость продуктов нефтехимии делает их производство высокоэффективным. В США нефтехимия, потребляя 6 % углеводородного сырья, дает такой же доход, как переработка остальных 94 %.

Поскольку основным сырьем для нефтехимии является продукция нефтепереработки, целесообразна кооперация нефтеперерабатывающего и нефтехимического (НХЗ) предприятий в рамках одного комплекса [9]. Так, при комплексном проектировании формируется промышленный узел, в который могут входить НПЗ и НХЗ, заводы СК, технического углерода, шинные, по производству полимеров, выпуску нефтяного кокса. Важную роль в промузле играет его транспортная система. Примеры таких узлов приведены на рис. 6,1.

Перевозки нефти и нефтепродуктов

Сырая нефть перевозится от мест добычи к местам ее переработки внутри страны, в другие страны и на другие континенты. Для доставки нефти используются нефтепроводы (при наземной транспортировке), морской и речной транспорт, а при близком расположении НПЗ от месторождений нефти либо при удаленности НПЗ от магистральных трубопроводов — и железнодорожный транспорт.

Дальние океанские и морские пере-

Рис. 6. Нижнекамский промышленный узел

возки нефти выполняются с помощью крупных танкеров большой грузоподъемности. В настоящее время дедвейт супертанкеров достигает 250 тыс. т (дедвейт крупнейшего в мире танкера «Knock Nevis» — 565 тыс. т, его размеры 458*69 м), но 200-250-тысячные танкеры, как правило, не могут зайти в порт при полной загрузке. Их заполняют с морских платформ и выносных прича-

лов и разгружают перекачкой в меньшие суда. Большинство российских портов из-за ограничений по фарватеру могут принимать танкеры с дедвейтом до 130150 тыс. т. Новый нефтеперевалочный терминал Усть-Луга построен с учетом обработки танкеров с большим дедвейтом и перегрузки в них до 38 млн т/год сырой нефти, поступающей по трубопроводу и железнодорожным транспор-

рис. 9. нефтяной терминал порта усть-луга

том [10]. на морском берегу и получают сырье

Некоторые из крупнейших нефтепе- только танкерами (например, НПЗ в рерабатывающих заводов расположены Хьюстоне, США; Роттердаме, Нидерлан-

ды — рис. 8). Нефтяной терминал порта Усть-Луга показан на рис. 9.

Основным видом транспорта при сухопутной перевозке нефти является трубопроводный транспорт. В России с его помощью перекачивается около 90 % добываемой нефти. Около 7 % нефти перевозится внутри России железнодорожным транспортом, менее 3 % — морским и речным.

Трубопроводный транспорт легко поддается автоматизации и во много раз дешевле железнодорожного в эксплуатации. Основные трудности при использовании нефтепроводов связаны с работой промежуточных нефтеперекачивающих станций, коррозией нефтепроводов и очисткой труб от отложений вязкой и высокопарафинистой нефти, особенно при низких температурах. Общая протяженность нефтепроводов России близка к 50 тыс. км, на них установлены 385 перекачивающих станций. Средняя дальность перекачки нефти составляет 1400 км. Нефтепроводы соединяют месторождения нефти в Западной Сибири и в Поволжье с основными НПЗ и с портами отгрузки на экспорт.

Схема магистральных нефтепроводов, проходящих по территории России, состоит из нескольких нефтепроводных систем (рис. 10) [10]:

• нефтепровод «Дружба», построенный в 1960-е годы, является одним из старейших и предназначен для доставки нефти из Волго-Уральского бассейна в страны Восточной Европы. Нефтепровод проходит от Альметьевска (Татарстан) до Мозыря (Беларусь) и расходится на две ветви: северную, идущую по Белрауси, Польше, Германии, Латвии и Литве, и южную, следующую по Украине, Чехии, Словакии и Венгрии. Протяженность нефтепровода — 8900 км (из них 3900 км — на территории России), производительность 70 млн т в год. В сочетании с нефтепроводом «Сургут — Полоцк» нефтепровод «Дружба» перекачивает 40 % экспортируемой из России нефти;

• БТС («Балтийская трубопроводная система») соединяет месторождения Тимано-Печорского, Западно-Сибирского и Урало-Поволжского районов с портом Приморск. Это система экспортных нефтепроводов, цель которой— обеспечить экспорт нефти без транзита через территорию других государств. Протяженность нефтепровода 805 км, пропускная способность системы 74 млн т в год;

рис. 10. схема магистральных нефтепроводов, проходящих по территории россии

• БТС-2 — нефтепровод, проложенный от г. Унеча (Брянская область) до порта Усть-Луга. Этот маршрут поставки российской нефти в Европу — альтернатива нефтепроводу «Дружба», он снижает транзитные риски. Протяженность БТС-2 1300 км, пропускная способность 35 млн т в год.

• ВСТО («Восточная Сибирь — Тихий океан») — трубопроводная система, проходящая от Тайшета (Иркутская область) до нефтеналивного порта Козьмино в заливе Находка и состоящая из двух частей: ВСТО-1 (Тайшет — Сковородино) и ВСТО-2 (Сковородино — Козьмино). Нефтепровод протяженностью 4740 км призван стимулировать развитие нефтеносных месторождений Восточной Сибири и обеспечить поставки российской нефти в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). Пропускная способность ВСТО-1 30 млн т нефти в год, ВСТО-2 — 50 млн т в год.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Эти базовые системы дополняются локальными системами, протяженность которых также может быть значительной. Так, Западно-Сибирская система транспортирует нефть из Сургута и Нижневартовска к нефтепроводу «Дружба» в Казахстан, Новороссийск, Ангарск; Тимано-Печорская система передает нефть этого региона в Центральную Россию; Северо-Кавказская система объединяет объекты этого региона, Дальневосточная система транспортирует сахалинскую нефть.

Среди вновь проектируемых и построенных нефтепроводов важнейшие (кроме ВСТО-2) — Пурпе — Самотлор (25 млн т/год), Тихорецк — Туапсе 2 (12 млн т/год), Ванкор — Пурпе (25 млн т/год), Харьяга — Индига (12 млн т/год), Харь-яга — Варандей (8 млн т/год) и др. Все рассмотренные трубопроводы входят в систему «Транснефть».

Отдельно следует отметить КТК («Каспийский трубопроводный консорциум») — международное нефте-транспортное объединение, нефтепровод которого проходит по территории Казахстана и России и соединяет месторождения Западного Казахстана с Новороссийском, что обеспечивает казахской нефти выход в Черное море. В нефтепровод поступает и российская нефть. Протяженность нефтепровода 1510 км, пропускная способность 28,2 млн т нефти в год с перспективой развития до 67 млн т/год.

Из 547,5 млн т нефти и газового кон-

денсата, добытых в 2016 г., 483,4 млн т (88,3 %) перевезено по трубопроводам, 38,4 млн т (7 %) — железнодорожным транспортом, 25,7 млн т (4,7 %) — автомобильным и речным [11].

Из 254 млн т нефти и газового конденсата, экспортированных в 2016 г., 142,9 млн т (56 %) отправлено морем, 111,0 млн т (44 %) — по трубопроводам.

При перевозке продуктов нефтепереработки на первый план выходит железнодорожный транспорт, грузооборот которого при перевозке нефти и нефтепродуктов в 2016 г. составил 398,2 млрд т-км при средней дальности перевозок более 1650 км. В общем объеме перевозок по железным дорогам России нефть и продукты нефтепереработки составляют 19,4 %, уступая лишь углю (27 %). При этом на железную дорогу отгружено 38,4 млн т (7 %) сырой нефти и 235,8 млн т, т. е. 83-84 %, — продуктов нефтепереработки.

Наряду с железнодорожным транспортом в перевозке нефтепродуктов существенную роль играют магистральные нефтепродуктопроводы (МНПП), т. е. трубопроводы, предназначенные для транспортировки нефтепродуктов [12]. Они проложены из районов массового производства светлых нефтепродуктов в районы их интенсивного потребления, распределения и перевалки на другие виды транспорта. Если протяженность МНПП велика, на нем устанавливаются несколько промежуточных насосных станций. В таком МНПП могут одновременно находиться (на разных участках) несколько партий различных нефтепродуктов. В магистральном нефтепро-дуктопроводе протяженностью 1000 км могут одновременно находиться 4-6 партий бензина и дизельного топлива. Такая технология существенно удешев-

ляет трубопроводную доставку нефтепродуктов. Так, магистральный нефте-продуктопровод, проходящий от НПЗ «Кириши» в Санкт-Петербург и далее в Морской порт и в аэропорт Пулково, обеспечивает последовательную перекачку по одной трубе трех видов нефтепродуктов. Российский оператор магистральных нефтепродуктопроводов АК «Транснефтепродукт» транспортирует дизельное топливо, автобензин и авиационное топливо от 18 НПЗ, из которых 16 расположены на территории России и 2 — в Беларуси.

Общая протяженность трасс МНПП в России — около 20 тыс. км (для сравнения отметим, что протяженность магистральных нефтепроводов составляет 50 тыс. км, газопроводов — 150 тыс. км). В систему МНПП входят 28 пунктов налива в автотранспорт, 7 железнодорожных эстакад, морской терминал в Новороссийске, резерву-арный парк из 870 резервуаров общим объемом 4,8 млн м3.

Схема трасс российских нефтепро-дуктопроводов приведена на рис. 11. Наиболее крупные российские МНПП: Набережные Челны — Альметьевск — Нижний Новгород; Омск — Сокур — Плот-никово (более 1000 км); Уфа — Брест (с ответвлением на Ужгород за пределами РФ); Уфа — Омск — Новосибирск; Нижнекамск — западная граница; Сургут — Тюмень — Уфа — Нижнекамск и др.

Отдельно следует отметить уникальное сооружение — трубопроводное кольцо вокруг Москвы. Московский кольцевой нефтепродуктопровод позволяет транспортировать нефтепродукты с Московского, Рязанского и Нижегородского НПЗ, а также подавать их в наливные станции. Кольцевой НПП (рис. 12) проложен на расстоянии

Рис. 11. Схема магистральных нефтепродуктопроводов, проходящих по территории России

Условные обозначения

/¡■Р» Автомобильные наливные пункты: Я! Железнодорожные наливные пункты:

■ш^г Аэропорты

Рис. 12. Схема Московского кольцевого нефтепродуктопровода

20-40 км от МКАД, его линейная часть состоит из трех параллельных ниток, по которым раздельно транспортируются автомобильный бензин, дизельное топливо и авиационный керосин. НПП соединен с пунктом налива нефтепродуктов в железнодорожные цистерны, с пятью аэропортами (Шереметьево, Домодедово, Внуково, Быково и Чкаловский) и с четырьмя станциями налива в автоцистерны. Протяженность кольцевого НПП 328 км, в однониточном исчислении — 1151 км, пропускная способность 4,2 млн т/год, емкость резервуарных парков более 350 тыс. м3.

Объем приема продуктов от российских НПЗ в систему МНПП составил в 2016 г. около 30 млн т/год при общем объеме производства 182,2 млн т (в том числе светлых 125,9 млн т), т. е. доля нефтепродуктопроводов составляет при перевозке нефтепродуктов 16-17 по светлым — 24 %, остальное перевозит в основном железная дорога [13].

Интересно сравнить роль трубопроводного транспорта при перевозке нефтепродуктов в России и в США: в США доля нефтепродуктов в суммарном грузообороте трубопроводного транспорта нефтяных грузов составляет 53,3 %, в России — 3,2 %; протяженность неф-

тепродуктопроводов в России менее 20 тыс. км, в США — 140 тыс. км. Среднее расстояние транспортировки по нефте-продуктопроводам составляет в России 1262 км, в США — 300 км.

Планируется модернизация существующих и строительство новых МНПП, среди которых основными являются три проекта, первые два из которых экспор-тоориентированы:

а) проект «Север» — увеличение мощности нефтепродуктопровода «Кс-тово — Ярославль — Кириши — При-морск» с 8,5 до 15 млн т/год и далее до 25 млн т/год;

б) проект «Юг» — новая линия «Сызрань — Саратов — Волгоград — Новороссийск» производительностью до 11 млн т дизельного топлива в год;

в) нефтепродуктопровод от Нижнего Новгорода (Кстово) к Москве с его подключением к Московскому кольцу.

Следует отметить, что, в отличие от перевозок нефти, где трубопроводный транспорт является фактически монопольным, железнодорожный транспорт при перевозке продуктов нефтепереработки обладает рядом конкурентных преимуществ: возможностью транспортировки любого ассортимента нефтепродуктов, в том числе небольших партий, возможностью доставки в любое назначение, т. е. более гибкой системой перевозок, и, наконец, значительно более высокой скоростью доставки.

Важное изменение в инфраструктуре железнодорожного транспорта НПЗ связано с изменением конструкции и организации работы наливных эстакад — с переходом от эстакад галерейного типа к автоматизированным устройствам тактового налива (АУТН).

Склады и базы нефти и нефтепродуктов

Одним из важных элементов транс-портно-логистической инфраструктуры, предназначенной для транспортировки нефти и нефтепродуктов, является пере-валочно-складской комплекс (нефтебаза). Под термином «нефтебаза» обычно понимают резервуарный парк, предназначенный для хранения запасов нефти и продуктов нефтепереработки. Такие комплексы сооружаются либо в местах массового потребления продуктов нефтепереработки, либо в местах перевалки нефти и нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой. Нефтебазы большой емкости сооружаются на подходах к портам, где выполняется перевалка на

морской транспорт нефти и нефтепродуктов, доставляемых трубопроводным и железнодорожным транспортом.

В тех случаях, когда погрузка нефти в танкеры осуществляется на удаленных причалах, без подхода судов непосредственно к береговой линии, резервуарный парк располагается в отдалении от пункта налива и соединен с ним трубопроводами.

Крупнейший в России перевалочный комплекс «Шесхарис», предназначенный для перевалки нефти и нефтепродуктов через Новороссийский порт, показан на рис. 13. «Шесхарис» является конечной точкой двух ниток магистральных нефтепроводов, обеспечивающих отгрузку нефти из Западной Сибири, Казахстана и Азербайджана. Здесь же расположены сливо-наливные эстакады для приема нефтепродуктов из вагонов-цистерн и резервуарный парк, состоящий из нескольких десятков подземных и наземных резервуаров.

транспортировка и переработка природного газа

В первую десятку стран по доказанным на 2016 г. запасам природного газа (по данным ОПЕК) входят Россия (24,2 %), Иран (17,3 %), Катар (12,4 %), США (5,3 %), Саудовская Аравия (4,3 %), Туркменистан (3,8 %), ОАЭ (3,1 %), Венесуэла (2,8 %), Нигерия (2,6 %), Китай (2,5 %).

По добыче природного газа Россия занимает второе место в мире (после США): в 2016 г. в нашей стране добыто 642 млрд м3, или 17,5 % мировой добычи (в США — 751 млрд м3, 20,4 %) [2]. Две трети разведанного российского газа и около 90 % текущей добычи находятся в Ямало-Немецком автономном округе Тюменской области. Самые богатые месторождения — Уренгойское (вблизи Северного полярного круга), Бова-ненковское (Ямал), Штокмановское (на шельфе Баренцева моря), Ямбургское, Заполярное.

Переработке на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) подвергается 5-6 % добываемого в России природного газа (при среднемировом уровне переработки 12 %), остальное используется в качестве топлива или экспортируется.

ГПЗ России (см. рис. 5) расположены в Астрахани, Сосногорске, Сургуте (завод по стабилизации конденсата), Новом Уренгое (завод по подготовке конденсата к транспортировке), Оренбурге (ГПЗ и гелиевый завод), Томске (производство метанола), Салавате (газохи-

рис. 13. перевалочная база «Шесхарис»

мический завод). Совмещенное нефте-и газохимическое производство действует на ряде крупных НПЗ (например, в Омске, Салавате). В 2015 г. в районе города Свободный началось строительство крупнейшего в России и одного из самых крупных в мире Амурского ГПЗ мощностью 49 млрд м3/год, включающего комплексы по производству гелия (60 млн м3/год), этана, пропана, бутана, пропан-гексановой фракции.

Для транспортировки природного газа на большие расстояния используются магистральные газопроводы с давлением в магистрали до 10 МПа.

На конечной газораспределительной станции давление понижается, после чего газ поступает в газопроводы распределительных сетей низкого, среднего или высокого давления (0,0051,2 МПа), доставляющих газ конечному потребителю. Магистральные газопроводы прокладываются как по земле, так и под водой. Кроме подачи газа в распределительные сети, предназначенные для обеспечения конечных потребителей внутри страны, магистральные газопроводы России экспортируют большие объемы природного газа [14]. Российская Федерация экспортирует около 30 % добываемого газа. В 2016 г. экспортировано 204,8 млрд м3 природного газа (в том числе 190,8 млрд м3 обычного и 14,0 млрд м3 сжиженного природного газа).

Транспортировка российского газа в Европу в настоящее время происходит по трем маршрутам: через украинскую газотранспортную систему протяженностью 283 тыс. км, через Беларусь

(газопровод «Ямал — Европа») и по дну Балтийского моря в обход транзитных государств («Северный поток»).

Основные экспортные газопроводы (рис. 14):

• «Уренгой — Помары — Ужгород» — крупнейший газопровод протяженностью более 4450 км (в том числе на территории Украины 1160 км) с пропускной способностью 32 млрд м3/год. Трубопровод пересекает Уральский хребет, Обь, Волгу, Дон, Днепр и от компрессорной станции «Ужгород» следует в Словакию и далее в другие страны Европы по двум маршрутам: Чехия, Германия, Франция, Швейцария и Австрия; Италия, Венгрия, страны бывшей Югославии.

• «Ямал — Европа» (2000 км, 33 млрд м3/год), проходящий по территории России, Беларуси, Польши и Германии;

• «Союз» (Оренбург — западная граница) — протяженность 2750 км, из них 250 км — по территории Казахстана, 1568 км — по территории Украины, мощность 26 млрд м3/год;

• «Голубой поток» (1213 км, в том числе 393 км — подводный участок по дну Черного моря) — для прямых поставок российского газа в Турцию;

• «Северный поток» (1220 км, подводный газопровод по дну Балтийского моря) напрямую соединяет Россию с Германией, а через нее — с Чехией. Мощность двух ниток газопровода 55 млрд м3/год, в настоящее время от проектной мощности используется лишь половина (25 млрд м3/год). Начато строительство еще двух ниток газопро-

рис. 14. схема магистральных газопроводов, проходящих по территории россии

вода («Северный поток-2»), что увеличит его мощность вдвое, однако судьба проекта до конца не ясна в связи с международной ситуацией.

В разные периоды рассматривались и другие варианты диверсификации поставок российского газа в Европу: проекты «Южный поток» (подводный газопровод протяженностью 900 км от района Анапы до порта Варна в Болгарии и далее в страны Балканского полуострова, Италию и Австрию) и пришедший ему на смену «Турецкий поток», строительство которого уже начато (две нитки по 15 млрд м3 /год), и др.;

• «Сила Сибири» — строящийся газопровод для поставок газа из Якутии в Приморский край и страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), прежде всего в Китай. Протяженность газопровода — около 4000 км, поэтапный рост поставок в Китай — от 5 до 38 млрд м3 /год. Этот же газопровод будет поставлять сырье для проектируемых нефтехимического и газоперерабатывающего комплексов в Приморском крае;

• «Сила Сибири-2» — проектируемый газопровод между месторождениями Западной Сибири и Западным Китаем, протяженностью 6700 км, из них 2700 км — по территории России. «Сила Сибири» и «Сила Сибири-2» представляют собой, соответственно, восточный и западный маршруты транспортировки газа в Китай.

Наряду с трубопроводной транспортировкой газа для его доставки морским путем используется танкеры-газовозы вместимостью от 150 до 250 тыс. м3 газа. В танкерах газ перевозится в сжиженном состоянии при температуре -60...-50 °С в изотермических емкостях. С этой целью в конечной точке газопровода у морского побережья строится

специальный терминал, выполняющий сжижение газа (его охлаждение до -160° в условиях повышенного давления) и закачку в танкеры. При сжижении объем газа уменьшается примерно в 600 раз. Доставка сжиженного газа танкерами считается эффективнее трубопроводной при дальности транспортировки более 2-3 тыс. км. Из 680 млрд м3 газа в год, перевезенных в мире по международным поставкам, более 500 млрд м3 было доставлено по трубопроводам, 180 млрд м3 — в сжиженном виде.

Первый в России завод по производству сжиженного газа построен в 2009 г. на юге Сахалина. Планируется строительство таких заводов на Ямале, в районе Владивостока, в Ленинградской и Мурманской областях. Строящийся на полуострове Ямал крупный завод по сжижению газа будет вывозить продукцию через новый порт Сабетта, который был заложен в 2012 г. на северо-востоке Ямала в Обской губе, с дальнейшей транспортировкой сжиженного газа по Северному морскому пути.

Железнодорожный транспорт также используется для перевозки сжиженных углеводородных газов (СУГ) — как в порты перевалки, так и на внутренний рынок, в частности на нефтехимические предприятия для дальнейшей переработки. Пример крупного ГПЗ, отгружающего более 600 железнодорожных цистерн СУГ в сутки, — предприятие «Тобольскнефтехим», транспортная инфраструктура которого запроектирована Промтрансниипроектом.

Важнейшая проблема, связанная с переработкой вагонов с СУГ, — их сортировка, в частности организация роспуска через сортировочную горку. За рубежом действуют системы, гарантирующие безопасный роспуск вагонов, т. е.

допустимую скорость их соударения. Работы в этом направлении ведутся и в нашей стране. О

литература

1. Добыча нефти в РФ. URL: http://www. interfax.ru/business/543922 (дата обращения 17.08.2017).

2. Статистический обзор мировой энергетики за 2016 год (BP Statistical Review of World Energy 2017).

3. Все о нефти. URL: http://vseonefti.ru/ neft/global-oil.html (дата обращения 17.08.2017).

4. Доступ к энергетической инфраструктуре // Энергетический бюл. 2017. № 45. URL: //http: ac.gov.ru (дата обращения 17.08.2017).

5. Пронедра.ру. URL: https://pronedra.ru/ oil/2017/04/25/krupneyshie-npz-rossii.

6. Капустин В. М. Технология переработки нефти: в 4 ч. Ч. 1. Первичная переработка нефти. М.: КолосС, 2012.

7. Нефтяная отрасль России: итоги 2016 г. и перспективы на 20172018 гг. Ч. 2. Нефтепереработка и сбыт. 38 с. // Vygon Consulting. 2017. URL: vygon_consulting_russian_oil_industry_ outlook_2018_p2.pdf (дата обращения 17.08.2017).

8. Капустин В. М., Гуреев А. А. Технология переработки нефти: в 4 ч. Ч. 2. Физико-химические процессы. М.: Химия, 2015. 400 с.

9. Капустин В. М., Рудин М. Г., Кудинов А. М. Основы проектирования нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов. М.: Химия, 2012. 440 с.

10. Развитие транспортировки нефти // Энергетический бюл. 2016. № 36. URL: //http: ac.gov.ru (дата обращения 17.08.2017).

11. Обзор российского транспортного сектора в 2016 году. КПМГ в России и СНГ, 2017.

12. Назаров В. А. О развитии нефтепродук-топроводов в Российской Федерации // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012. Вып. 2. С. 6-13. URL: http://transnefteproduct.transneft.ru/u/ articles_file/57/NT.pdf (дата обращения 17.08.2017).

13. Нефть России: информационно-аналитический портал. URL: http://www.oUru. com/news/547823 (дата обращения 17.08.2017).

14. Добыча нефтяного сырья // Министерство энергетики РФ. URL: https:// minenergo.gov.ru/node/1209 (дата обращения 17.08.2017).

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.