CC BY
522
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.
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).
