levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал

О.М. Прищепа,  (Директор, кандидат геолого-минералогических наук, ВНИГРИ)

Г.А. Григорьев,  (Зав. лабораторией, кандидат геолого-минералогических наук, ВНИГРИ)

Н.Н. Тимонина,  (Зам. начальника департамента, кандидат геолого-минералогических наук, Министерство промышленности и энергетики Республики Коми)

Журнал «Минеральные ресурсы России. Экономика и управление» # 2008-4
 

 

В  настоящее время нефть, добываемая в Северо-Западном федеральном округе (СЗФО) из месторождений ТПП, транспортируется до потребителей по двум основным направлениям – южному и северному, из месторождений Калининградской области через погрузочные терминалы осуществляется транзитный поток по железной дороге.

На южном направлении транспортировка осуществляется по действующему магистральному нефтепроводу "Усинск – Ухта – Ярославль – Кириши – Приморск" (ОАО "Транснефть"), входящему в Балтийскую трубопроводную систему (БТС). Участки магистрального нефтепровода "Усинск – Ухта" и "Ухта – Ярославль" находятся на балансе ОАО "Северные магистральные нефтепроводы".

В Усинск нефть поступает из двух систем нефтепроводов, принадлежащих компаниям ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" и ОАО "НК "Роснефть".

Система нефтепроводов ОАО "НК "Роснефть" связывает разрабатываемые компанией месторождения вала Гамбурцева в Ненецком АО и месторождения Баганско-Сандивейской группы в Республике Коми.

Система нефтепроводов ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" начинается на Харьягинском центральном пункте сбора (ЦПС), куда в свою очередь поступает нефть из Тэдинского месторождения по трубопроводной системе, принадлежащей ОАО "Полярное Сияние", а также из Южно-Шапкинского, Средне-Харьягинского, Инзырейского и Мусюршорского месторождений (ООО "Северное сияние").

Непосредственно в районе Ухты в систему магистральных нефтепроводов подключаются две системы нефтепроводов, по которым транспортируется нефть, добываемая на месторождениях юга Республики Коми.

Подвариантом южного направления является схема, реализуемая ОАО "НК "Роснефть" с использованием железнодорожного транспорта (перегрузка в Ветласяне и Приводино) и поставкой в Архангельск, а далее – морским транспортом до перегрузочного танкера-накопителя в районе Мурманска.

На северном направлении транспорт реализуется ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" через терминал Варандей на побережье Баренцева моря с целью поставки нефти морским путем напрямую в Западную Европу. Небольшой объем нефти транспортируется через Восточно-Колгуевский терминал.

Все транспортные системы и сооружения Калининградской области, включая отгрузочные терминалы, принадлежат ОАО "НК "ЛУКОЙЛ".

Большая часть добываемого в СЗФО газа транспортируется по системе магистральных газопроводов, принадлежащих ОАО "Газпром", проходящей из Западной Сибири через наиболее крупное в регионе Вуктыльское газоконденсатное месторождение. В систему магистральных трубопроводов в Республике Коми подсоединены врезки, по которым транспортируется газ от менее значимых месторождений (Печорогородское, Печорокожвинское, Западно-Соплесское). Небольшой объем транспорта газа осуществляется по локальному газопроводу, принадлежащему дочернему предприятию ОАО "Газпром" (ЗАО "Печорнефтегазпром"), на территории Ненецкого АО (от Василковского месторождения до Нарьян-Мара).

Состояние действующих и строящихся нефтегазопроводов

    Нефтепроводы. Для магистрального нефтепровода "Усинск – Ухта – Ярославль – Кириши – Приморск" технологическое состояние линейной части и нефтеперекачивающих станций можно считать удовлетворительным. Входящие в него трубопроводы способны обеспечить паспортную производительность. Пропускная способность участка "Усинск – Ухта" составляет 22,3 млн т нефти в год, участка "Ухта – Ярославль" – 20 млн т в год.

Для увеличения пропускной способности на участке "Ухта – Ярославль" потребуется не только реконструкция, но и строительство новой ветки магистрального трубопровода большой протяженности (более 1100 км), для чего, скорее всего, необходимо политическое решение. Это решение будет лежать в плоскости взаимодействия конкурентных направлений транспорта, создающихся и планируемых для освоения месторождений Ненецкого АО.

В магистральный нефтепровод и на нефтеналивной терминал Варандей добываемая на месторождениях ТПП нефть поступает по системе межпромыслового транспорта, в которую входят следующие основные межпромысловые трубопроводы, береговые сооружения и терминал Варандей (рис. 1).

 
  1. "Харьяга – Северный Возей – Усинск" (диаметр – 325/530 мм, протяженность – 150 км). Предназначен для транспорта нефти с Харьягинского и Возейского месторождений. По нефтепроводу перекачивается подготовленная нефть, что позволяет подключить его непосредственно в магистральный нефтепровод. Подготовка нефти до кондиций магистрального транспорта осуществляется на действующих установках подготовки нефти (УПН) и на Харьягинском ЦПС. Начальный участок этого нефтепровода "Харьяга – Северный Возей" состоит из двух ниток диаметрами 325 и 530 мм и протяженностью 39 км.
  2. Компанией ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" построен и введен в действие новый участок нефтепровода "Северный Возей – Усинск", что позволило увеличить мощность всего нефтепровода до 15 млн т/год.
  3. "Ардалинское – Харьяга" (диаметр – 325 мм, протяженность – 64 км). Эксплуатируется СП ОАО "Полярное Сияние" с 1994 г., удовлетворяет потребностям компании.
  4. "Ардалинское – Тэдинское" (диаметр – 325 мм, протяженность – 57 км). Трубопровод позволяет транспортировать нефть с Тэдинского месторождения предприятием ООО "ЛУКОЙЛ-Заполярнефть", владеющим лицензией на добычу.
  5. "Средне-Харьягинское – Харьягинский терминал" (диаметр – 219 мм, протяженность – 38 км). Мощность трубопровода рассчитана на прокачку нефти одноименного месторождения, эксплуатируемого компанией ОАО "Печоранефть".
  6. "Усинский ЦПС – Салюкинское – Черпаюское" (две ветки диаметром 155 мм). Компанией ОАО "Северная нефть" создан групповой пункт сбора нефти с месторождений вала Гамбурцева, Макариха-Салюкинского вала, Сандивейско-Баганской группы, которая транспортируется через Усинский ЦПС в систему магистрального трубопровода. Достигнутая суммарная мощность – 5 млн т/год.
  7. "Южно-Шапкинское – Харьяга" (диаметр – 325 мм, протяженность – 98,5 км), позволяющий компании ОАО "СеверТЭК" транспортировать до 3 млн т нефти в год с месторождения Южно-Шапкинское.
  8. На территории Республики Коми непосредственно к участку магистрального нефтепровода "Возей – Усинск – Ухта" и в районе южнее Ухты подключаются межпромысловые нефтепроводы от ряда месторождений нефти, суммарный объем добычи на которых в ближайшей перспективе оценивается в 10-11 млн т. Кроме того, тяжелая нефть Ярегского месторождения (ежегодный объем добычи стабилизировался в последние годы на уровне 0,5 млн т/год) доставляется ЗАО "Битран" на Ухтинский НПЗ железнодорожным транспортом.
  9. В районе пос.Варандей ОАО "Варандейнефтегаз" эксплуатируются береговые сооружения (береговой резервуарный парк – БРП, мощности для энергообеспечения, оборудование для подогрева нефти) и нефтеналивной терминал Варандей (мощность – до 1,5 млн т/год) с подводящими подводными трубопроводами, обеспечивающие транспорт нефти с месторождений северной части вала Сорокина (Варандейское и Торавейское) и Варандей-Адзьвинской зоны (Тобойско-Мядсейская группа и Перевозное).

Терминал Варандей начал функционировать в августе 2000 г., когда здесь были загружены в танкер для отправки на экспорт первые 10 тыс. т нефти. Следующим этапом развития терминала стало введение в строй в сентябре 2002 г. арктического подводного перегрузочного комплекса (АППК). Технология позволяет загружать суда в любое время года при высоте волны до 5 м. В настоящее время АППК способен пропускать до 1,5 млн т/год.

Нефть поступает с месторождений ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" по межпромысловым трубопроводам в БРП вместимостью 65 тыс. м3. От БРП сырье перекачивается по подводному дюкеру АППК. В зимнее время используется рейдовый ледокол (толщина льда в районе терминала иногда достигает 2 м). За период 2000-2006 гг. с терминала Варандей судами отправлено почти 2,5 млн т нефти.

На Варандейском направлении реализован уникальный проект транспортной системы, позволяющий проводить в условиях Арктики круглогодичную погрузку нефти при высоком уровне экологической безопасности.

Необходимость строительства компанией ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" стационарного отгрузочного терминала Варандей возникла вследствие открытия крупных высокопродуктивных залежей нефти на севере Ненецкого АО и их удаленности от действующих нефтепроводов. Через него планируется транспортировать нефть со всех месторождений северной части ТПП, лицензии на разработку которых принадлежат ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" и его дочерним предприятиям.

Дальнейшее развитие терминала Варандей связано с ожидаемым началом разработки крупного Южно-Хыльчуюского месторождения с годовой добычей более 7 млн т нефти, которую предполагается прокачивать к терминалу по трубопроводу, строительство которого закончено в 2007 г. ООО "Нарьянмарнефтегаз" (дочернее предприятие ОАО "НК "ЛУКОЙЛ"). Его протяженность – 162 км, диаметр – 500 мм, максимальная пропускная способность – 12,5 млн т/год. В настоящее время ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" заканчивает строительство до терминала Варандей еще одной ветки нефтепровода от среднего по запасам Западно-Леккейягинского месторождения.

ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" планирует увеличить мощность перегрузочного комплекса с 1,5 до 8,0 млн т/год, а в дальнейшей перспективе – до 12 млн т за счет создания соответствующей береговой инфраструктуры: трубопроводной системы, БРП, мощной насосной станции и ледостойкого отгрузочного терминала.

Находящийся в стадии строительства стационарный морской ледостойкий отгрузочный причал предположительно будет установлен в Печорском море на расстоянии примерно 20 км от береговой линии на глубине около 17 м. Это позволит обслуживать танкеры дедвейтом от 20 до 70 тыс. т.

Для вывоза "большой" нефти понадобятся более крупные суда ледового класса – дедвейтом 70 тыс. т и выше. Необходимая для их приема глубина акватории составляет не менее 14 м. Если же в перспективе иметь в виду загрузку на терминале Варандей танкеров еще большего водоизмещения (до 200 тыс. т), для того чтобы сделать рентабельной перевозку нефти за океан, то для них необходима глубина моря уже не менее 18 м. Такие глубины в этом районе начинаются на расстоянии 38 км от берега.

Максимальные объемы добычи нефти, которые могут быть транспортированы в соответствии с планами ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" через варандейское направление, по результатам выполненных оценок к 2010 г. могут составить 10,8 млн т, а к 2015 г. – 13,3 млн т, после чего произойдет спад добычи, который могут компенсировать только новые открытия или вовлечение в освоение близрасположенных месторождений нераспределенного фонда недр (им.Р.Требса, им.А.Титова и месторождения северной части вала Сорокина). При ограничении пропускной способности терминала Варандей до уровня 5 млн т/год часть нефти, добытой в районе Южно-Хыльчуюской группы, может быть направлена в проектируемый нефтепровод "Харьяга – Индига". При рассмотренных темпах вовлечения месторождений в освоение такой дополнительный объем нефти оценивается соответственно в 5,8 млн т к 2010 г., в 8,2 млн т – к 2015 г. и в 3,2 млн т – к 2020 г. При достижении мощности терминала Варандей в 10 млн т/год избыточность (для транспортировки) нефти будет незначительной в течение 9 лет (до 3,3 млн т в 2015 г.) и может быть компенсирована менее интенсивными отборами на месторождениях Южно-Хыльчуюской группы или последовательным (а не параллельным) вовлечением в освоение нижнедевонских залежей Тобойско-Мядсейской группы месторождений (таблица).

Прогноз добычи нефти по месторождениям ОАО "НК "ЛУКОЙЛ",
обеспечивающим варандейское направление транспортировки, на период до 2021 г.


Месторождения


Объемы добычи по годам, тыс. т

Факт

Прогноз

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

Выявленные

600

607

1038

6459

10232

10815

11869

12977

12748

12519

12530

11594

10748

10396

10013

8654

7950

Планируемые
к выявлению

102

392

603

707

704

651

543

438

354

287

Всего

600

607

1038

6459

10232

10815

11869

13079

13140

13122

13237

12298

11399

10939

10451

9008

8237

 

В Калининградской области система нефтепроводов связывает все основные месторождения, на которых ведется добыча нефти и растворенного газа – Красноборское, Западно-Красноборское, Ладушкинское и др.

    Газопроводы. Два магистральных газопровода "Белоусово – Санкт-Петербург" и "Ухта – Вологда – Череповец – Санкт-Петербург" обеспечивают в настоящее время подачу газа Санкт-Петербургскому и Череповецкому промышленным узлам. В 1980 г. был введен в действие магистральный газопровод "Вуктыл – Ухта – Рыбинск – Торжок" и увеличена подача газа к названным промышленным центрам. Этот газопровод, получивший название "Сияние Севера", соединен газопроводом "Вуктыл – Пунга – Надым" с газовыми месторождениями севера Тюменской области, что позволило часть сибирского газа направить в Финляндию.

Развитие системы транспорта УВ

    Нефтепроводы. В процессе обсуждения и принятия "Энергетической стратегии России на период до 2020 года" нефтедобывающие компании неоднократно заявляли о возможном росте объемов добычи нефти, превышающем текущие в 1,2-1,5 раза, а также о возрастающем дефиците транспортных мощностей, в первую очередь о необходимости развития их экспортных направлений. Этот дефицит оценивается крупными нефтедобывающими компаниями в 80- 120 млн т/год уже к 2010 г. Действующие проекты по развитию трубопроводного транспорта (БТС и Каспийский трубопроводный консорциум) не решают в полной мере проблему дефицита экспортных мощностей главным образом по причинам, не зависящим от России (ограниченность пропускной способности турецких и датских проливов на Черном и Балтийском морях).

На севере России единственным незамерзающим портом является Мурманск, предоставляющий возможность в перспективе производить круглогодичную отгрузку танкеров дедвейтом 300 тыс. т и выше. В этом случае экономия на фрахте позволяет достигнуть эффективного экспорта российской нефти в США, сравнимого с традиционными поставками на европейский рынок.

С учетом пропускной способности магистрального трубопровода на участке "Ухта – Ярославль" (20,3 млн т/год) и возможной максимальной мощности Ухтинского НПЗ (5 млн т/год) максимальный объем нефти, который сегодня может быть транспортирован через Ухтинский узел, составляет 25 млн т/год.

Сегодня с территории Ненецкого АО в магистральные нефтепроводы и для транспорта по железной дороге поступает нефть в объеме около 13 млн т, но уже в ближайшее время после полномасштабного ввода в строй новых трубопроводов на участках, соединенных с ЦПС "Харьяга" и межпромысловым нефтепроводом "Харьяга – Северный Возей – Усинск", суммарный объем прокачки будет увеличен до 15 млн т/год.

В связи с началом эксплуатации трубопроводов с Южно-Шапкинского месторождения (2,5 млн т/год) и группы месторождений вала Гамбурцева (3,0-3,5 млн т/год), а также небольших врезок с Мюсюршорского, Восточно-Харьягинского, Инзырейского (опытная эксплуатация), Лекхарьягинского, Северо-Харьягинского, Ошкотынского и Дюсушевского месторождений будет задействована практически вся мощность системы магистрального трубопровода.

Таким образом, для создания условий широкомасштабного освоения новых месторождений ТПП необходимо расширение системы транспортировки нефти. Оценка вариантов развития этой системы необходима для решения ключевых вопросов стратегического планирования.

Варианты расширения системы транспортировки нефти, добываемой в ТПП, рассмотрены для южного и северного направлений.

    Южное направление базируется на действующем магистральном нефтепроводе "Усинск – Ухта – Ярославль – Кириши – Приморск". Далее возможны несколько вариантов: выход на морские терминалы в Приморске (БТС), через Полоцк на терминалы в Вентспилсе и Бутинге и (или) перекачка на юг через Нижний Новгород в систему нефтепроводов "Дружба". Последний вариант приведет к противотоку и ограничен (при экспортировании) квотами на проход судов через Босфор.

Для обеспечения транспорта дополнительных объемов нефти до 2010 г. потребуется строительство новых нефтепроводов от терминала Харьягинского месторождения до Возейского и далее до Усинского ЦПС (система магистральных трубопроводов ОАО "Транснефть").

Как уже указывалось выше, увеличение пропускной способности на участке "Ухта – Ярославль" потребует (кроме его реконструкции) строительства нового магистрального трубопровода (параллельная нитка) большой протяженности (более 1100 км).

Первая очередь БТС мощностью 12 млн т нефти в год была введена в действие в декабре 2001 г. и поэтапно каждый год, учитывая устойчивую тенденцию роста добычи при стабильном внутреннем потреблении, мощность системы увеличивалась за счет введения новых очередей (6 очередей с 2003 по 2006 г.) и в конце 2006 г. достигла 74 млн т.

В настоящее время в связи с обострившимися проблемами при транзите нефти через территорию Белоруссии сделаны заявления на уровне руководства ОАО "Транснефть" о проектировании и строительстве дополнительной ветки нефтепровода "Унеча (граница с Белоруссией) – Приморск", который свяжет действующую систему магистральных трубопроводов с морским терминалом при увеличении мощности последнего дополнительно еще на 50 млн т в год. При реализации такого решения первая очередь нового нефтепровода увеличит мощность БТС до 120-125 млн т/год.

Проектная мощность обновленной БТС в перспективе составит 150 млн т/год.

При полной загрузке Киришского НПЗ (24 млн т) и достижении пропускной мощности Приморска до 60 млн т на участке "Ярославль – Кириши" может быть прокачано около 80 млн т нефти, что создаст дефицит поставок (с учетом загрузки Ярославского НПЗ и проектируемого Приморского НПЗ) из Нижнего Новгорода и Ухты.

Строительство дополнительной ветки на участке "Ухта – Ярославль" и модернизация участка "Харьяга – Усинск – Ухта" позволят обеспечить вывоз всей добываемой в ТПП нефти в среднесрочной перспективе, а в дальнейшем прокачивать нефть, добываемую на шельфе Печорского моря или поступающую из районов северной части Западной Сибири и Красноярского края.

    Северное направление. С целью выбора наиболее экономичного и рационального направления транспортировки нефти с месторождений Ненецкого АО рассматривалось несколько вариантов строительства морских терминалов непосредственно в автономном округе (кроме функционирующего сегодня Варандейского, мощность которого в соответствии с планами ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" будет наращиваться до 12 млн т – к 2010 г.).

Существует несколько проектных решений по созданию магистрального субширотного трубопровода через территорию Ненецкого АО, одно из которых является развитием варианта, предложенного в 2001-2002 гг. администрацией округа. Трубопровод рассчитан на сбор и транспортировку всей добываемой в округе нефти через терминал в районе мыса Святой Нос (проектная мощность – 30 млн т/год, срок окупаемости – 8-9 лет при транспортном тарифе 24 дол/т, включающем прокачку по сухопутному участку и перевалку).

Сходное проектное решение предполагает разработанная ОАО "Гипротрубопровод" (ВНИИСТ Нефтегазпроект) по заданию ОАО "Транснефть" схема трубопровода "Харьяга – Индига". По сути, она является подвариантом развития схемы, ориентированной на транспортировку нефти в Мурманск, которая широко обсуждалась на всех уровнях в 2003-2004 гг. Протяженность нефтепровода с морским отгрузочным терминалом в конечном пункте на побережье Баренцева моря составит 467 км, мощность – 12 млн т/год. Всю нефть предполагается экспортировать. Ввод системы в эксплуатацию планировался только к 2015 г.

Ниже приводятся 4 варианта развития транспортной системы, каждый из которых представляет собой альтернативное решение  проблемы транспортировки нефти наряду с расширением и реконструкцией действующих систем трубопроводов.

Вариант 1: раздельный транспорт нефти с месторождений Центрально-Хорейверской группы (с подключением месторождений им.А.Титова и им.Р.Требса) и Южно-Хыльчуюской и Варандейской групп (совместно) по двум трубопроводам и через два товарно-разгрузочных порта (ТРП) в пос.Варанадей и пос.Индига (мыс Святой Нос) (рис. 2).

 

Нефть месторождений Южно-Хыльчуюской группы будет доставляться по наземному трубопроводу на головные сооружения Варандейского месторождения для последующей прокачки на терминал Варандей. Нефтехранилище (перевалочный склад в Варандее) предусматривает возможность раздельного хранения нефтей с высоким и низким содержанием серы. Затем нефть будет поступать по двухниточному внешнему трубопроводу на ТРП, расположенный в море на минимальном удалении от берега, где глубина достаточна для подхода большегрузных танкеров. Далее от ТРП до пункта продажи нефть будет перевозиться танкерами.

В районе пос.Индига создаются и развиваются отдельные береговые сооружения, нефтехранилища и насосное оборудование для закачки нефти в танкеры. От терминала на побережье будет построен внешний трубопровод до ТРП, расположенного на удалении от берега в море с глубиной, достаточной для подхода большегрузных танкеров. Трубопровод от Центрально-Хорейверской группы месторождений будет проходить в субширотном направлении (транспорт с востока на запад) с возможностью подключения второстепенных месторождений, а также месторождений им.А.Титова и им.Р.Требса на втором этапе.

Этот вариант может рассматриваться в качестве базового в связи с тем, что ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" начато строительство нефтепровода от Южно-Хыльчуюской группы на терминал Варандей. Предполагается подключение к нефтепроводу месторождений им.Ю.Россихина и Инзырейского. Разрабатывается ТЭО строительства участка "Харьяга – Индига".

Достоинства: нефть Южно-Хыльчуюской группы месторождений улучшает качество нефтей Варандейской группы при смешивании, обеспечивается прямой выход на все экспортные рынки.

Недостатки: трубопровод будет проходить через несколько экологически уязвимых районов, разработка месторождений будет зависеть от сроков строительства терминала в районе мыса Святой Нос (пос.Индига) и подключение к системе будет возможно только после строительства всей сухопутной части. Начало разработки месторождений им.А.Титова и им.Р.Требса будет зависеть от сроков ввода и мощности участка трубопровода месторождения Центрально-Хорейверской группы – Индига.

Вариант 2: транспорт нефти по двум трубопроводам через два ТРП (первый этап). Через один ТРП (в районе пос.Варандей) – совместный транспорт нефти с месторождений Варандейской и Южно-Хыльчуюской групп с последующим подключением месторождений им.А.Титова и им.Р.Требса, через другой ТРП (пос.Индига) – транспорт нефти от месторождений Центрально-Хорейверской группы с подключением всех попутных месторождений (рис. 3).

 

Кроме этого, на первом этапе предусматривается перекачка нефти Центрально-Хорейверской группы месторождений до перевалочного склада в пос.Индига и ТРП (мыс Святой Нос) по сухопутному трубопроводу с последующей перекачкой через морской участок трубопровода и наливом через ТРП.

Нефть месторождений Южно-Хыльчуюской группы также будет доставляться по наземному трубопроводу большой мощности к нефтехранилищу (перевалочный склад в Варандее), что предусматривает возможность раздельного хранения нефтей с высоким и низким содержанием серы. Далее от ТРП до пункта продажи нефть будет перевозиться танкерами.

На втором этапе к нефтехранилищу Варандей будет подаваться нефть из района месторождений им.Р.Требса и им.А.Титова. В нефтехранилище будут смешиваться или раздельно храниться нефти месторождений всей восточной части региона.

Налив в танкеры предполагается осуществлять через насосную станцию и ТРП, расположенный в море на значительном удалении от берега, где глубина достаточна для подхода большегрузных танкеров. Далее от ТРП до пункта продажи нефть перевозится танкерами.

Достоинства: нефть Южно-Хыльчуюской группы улучшает качество нефтей месторождений им.А.Титова, им.Р.Требса и Варандейской группы при смешивании; прямой выход на все экспортные рынки, раздельный транспорт нефти до пункта продажи; наличие двух направлений транспорта обеспечивает системе высокую гибкость; уменьшение плеча сухопутной части транспорта нефти с месторождений им.А.Титова и им.Р.Требса.

Недостатки: трубопровод будет проходить через несколько экологически уязвимых районов, разработка месторождений будет зависеть от сроков строительства терминала в районе мыса Святой Нос (пос.Индига) и расширения мощности терминала в районе пос.Варандей. Подключение к системам будет возможно только после строительства всей сухопутной части. По той же причине, что и в варианте 1 (завершение строительства ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" нефтепровода и прокачка нефти Южно-Хыльчуюской группы на терминал Варандей), этот вариант организации транспорта значительно снижает объемы возможных поставок через ТРП в пос.Индига. Резко увеличивается объем перегрузки (или необходимо более равномерно распределять пиковые нагрузки) нефти в районе ТРП в пос.Варандей со сложной ледовой обстановкой и необходимо увеличивать объем нефтехранилища.

Вариант 3: перекачка нефти месторождений Центрально-Хорейверской группы и месторождений им.Р.Требса и им.А.Титова в южном направлении до головных сооружений в районе Усинска и далее через систему трубопроводов ОАО "Транснефть" в БТС до нового нефтеналивного терминала в Приморске; для транспортировки нефти Южно-Хыльчуюской и Варандейской групп используется ТРП в районе пос.Варандей (рис. 4).

 

Для реализации этого варианта необходимо строительство одного наземного магистрального трубопровода большой пропускной мощности для перекачки нефти из района Центрально-Хорейверской группы и такой же мощности трубопровода из района месторождений им.А.Титова и им.Р.Требса (в который будут собираться нефти с других месторождений восточной группы) через Харьягинский терминал (подвариант 3а) до головных сооружений в Усинске. Далее нефть будет доставляться до пункта продажи по БТС. Главная проблема – ограниченная пропускная способность на участке "Ухта – Ярославль" магистрального трубопровода.

Подвариантом 3б совместного транспорта в систему магистральных трубопроводов является прокачка нефти месторождений Центрально-Хорейверской группы (с дальнейшим подключением месторождений им.Р.Требса и им.А.Титова) через систему нефтепроводов ОАО "НК "Роснефть" от НПС Нядейю до магистральных трубопроводов.

Достоинства: нефти месторождений Южно-Хыльчуюской группы улучшают качество нефтей, поступающих в систему магистральных трубопроводов; возможно поэтапное наращивание мощностей сразу в нескольких направлениях, а также рациональное использование в долгосрочной перспективе созданных мощностей; наличие нескольких направлений транспорта до пунктов хранения обеспечивает системе необходимую гибкость, уменьшение экологического риска на морских участках.

Недостатки: не поступающие в систему магистральных трубопроводов нефти месторождений Южно-Хыльчуюской группы не позволяют надеяться на улучшение качества нефтей Центрально-Хорейверской группы; разработка удаленных месторождений возможна только после освоения первоочередных и близрасположенных к нефтепроводам; выход на экспорт нефти только через рынок Европы в перегруженные порты и проливы; возможность подключения только после расширения системы магистральных трубопроводов до Харьягинского терминала.

Вариант 4: использование только одного ТРП в районе пос.Варандей (развитие терминала ОАО "НК "Лукойл") для транспортировки нефти месторождений Южно-Хыльчуюской, Варандейской и Центрально-Хорейверской групп; нефть с месторождений вала Сорокина, им.А.Титова, им.Р.Требса и Медынской группы также доставляется на терминал Варандей по наземным трубопроводам (рис. 5).

 

Нефтехранилище предусматривает возможность раздельного хранения нефтей с высоким и низким содержанием серы. Налив в танкеры будет осуществляется через насосную станцию в пос.Варандей с раздельной перекачкой нефтей. Затем нефть будет поступать по двухниточному внешнему трубопроводу на ТРП, расположенный в море на минимальном удалении от берега, где глубины достаточны для подхода большегрузных танкеров. Далее от ТРП до пункта продажи нефть будет перевозиться танкерами. Необходимая годовая мощность терминала оценивается в 20-22 млн т с соответствующим увеличением объема нефтехранилища.

    Достоинства: нефть Южно-Хыльчуюской группы улучшает качество нефтей месторождений Варандейской группы, им.А.Титова и им.Р.Требса при смешивании; меньшая протяженность подводного участка трубо-провода; уменьшается экологический риск на участках моря; выход на все экспортные рынки; возможность обеспечения гибкости системы при соединении ее с Харьягинским терминалом.

Недостатки: надежность системы зависит от погодных условий, которые могут приводить к нарушению графиков подачи танкеров и налива нефти; при наличии одного ТРП осложняются раздельная перекачка и налив, снижается надежность системы и возможность реализации различных нефтяных смесей; в зимний период осложняется проведение ремонтных работ на подводном участке трубопровода и работ по локализации и ликвидации разливов; разработка месторождений северной части ТПП будет зависеть от терминала в районе пос.Варандей; весь объем перегрузки нефти будет сконцентрирован в районе ТРП Варандей со сложной ледовой обстановкой.

Таким образом, все альтернативы вариантов транспортировки нефти из месторождений ТПП сводятся к расширению и реконструкции действующих систем (БТС, магистральный трубопровод на участке "Усинск – Ухта – Ярославль" и далее до Харьяги и терминала Варандей) и строительству новых магистральных трубопроводов через ТПП ("Харьяга – Индига", "Западная Сибирь – Усинск – Харьяга – Мурманск").

Реализация рассмотренных вариантов транспортировки нефти отличается существенно разной степенью централизации и концентрации инвестиционных потоков. Концентрация на одном направлении всех потоков нефти приведет к монопольной политике освоения месторождений Ненецкого АО, диктуемой владельцем транспортной системы при осуществлении варианта 3 (ОАО "Транснефть") и варианта 4 (ОАО "НК "ЛУКОЙЛ"). Варианты 1 и 2 свободны от этого недостатка, но, как указывалось выше, надежность такой системы будет зависеть от погодных условий, а большая протяженность подводного участка трубопровода и проблемы экологических рисков не позволяют рассматривать их в качестве безальтернативных.

В любом случае, независимо от направления транспортировки и района дислокации терминала, контроль должен оставаться не у одной компании, определяющей стратегию развития региона на основе собственных планов и финансовых возможностей, а у представителей государства и консорциума инвесторов.

Необходимо отметить, что ввод сразу нескольких конкурирующих направлений (терминал Варандей на мощность более 10 млн т/год, терминал пос.Индига на мощность более 15 млн т/год и строительство дополнительной ветки на участке магистрального трубопровода "Ярославль – Ухта" мощностью более 15 млн т/год и т.д.) в относительно недалекой перспективе приведет к их необеспеченности добычей.

С началом освоения месторождений Печорского моря, расположенных на относительно небольшом расстоянии от берега (Приразломное, Варандей-море, Медынское-море, Долгинское и др.), для транспортировки нефти могут быть использованы терминалы и сухопутные магистральные трубопроводы, что в долгосрочной перспективе позволит обеспечить их рациональную загрузку.

При строительстве трубопровода в Мурманск через территорию ТПП и соответствующем его использовании для прокачки добываемой здесь нефти ежегодный направляемый в транспортную систему ее объем может быть доведен до 15-20 млн т на протяжении довольно продолжительного периода (более 15 лет). В долгосрочной перспективе (при проведении необходимых объемов ГРР) возможно поддержание добычи нефти на уровне 12-15 млн т/год вплоть до 2030-2035 гг.

Увеличение пропускной способности магистральных трубопроводов на участке "Харьяга – Усинск – Ухта – Ярославль" дополнительно на 15-20 млн т/год обеспечит прокачку всей добываемой в ТПП нефти (при условии исключения пиковых отборов) или потребует ограничения добычи на одном из малозначимых направлений внутри провинции. В перспективе новая ветка трубопровода сможет заменить существующую и стать основной в связи с высокой степенью износа действующих.

    Газопроводы. Важное значение имеет развитие системы газоснабжения территории СЗФО, в первую очередь Республики Карелия, Архангельской, Мурманской и Калининградской областей.

По сравнению со средним уровнем газификации жилого фонда в Российской Федерации, который составляет 74,6 %, уровень газификации в СЗФО составляет 70,7 %, в том числе по природному газу – 42,4 %, по сжиженному – 28,3 %.

Потребление природного газа в регионе составляет около 30 млрд м3, на долю населения приходится около 1,5 млрд м3 природного газа и 224,64 тыс. т сжиженного.

На период до 2010 г. основными перспективными проектами строительства магистральных газопроводов являются: "Северные районы Тюменской области (СРТО) – Торжок", "Грязовец – С.Петербург", сухопутная часть Северо-Европейского газопровода "Грязовец – Выборг" и участок газопровода по дну Балтийского моря в Германию, а также "Нюксеница – Архангельск", "Минск – Вильнюс – Каунас – Калининград".

    Северо-Европейский газопровод (СЕГ) является принципиально новым маршрутом подачи российского природного газа в Западную Европу. Газопровод прокладывает новый с географической точки зрения экспортный коридор по "северному маршруту", который позволит напрямую осуществлять поставки газа потребителям стран ЕС и осуществлять диверсификацию экспортных потоков российского природного газа.

В настоящее время ОАО "Газпром" приступило к реализации проекта СЕГ.

Российский участок СЕГ ("Грязовец – Выборг") общей протяженностью около 900 км пройдет по территориям Вологодской и Ленинградской областей в одном техническом коридоре с газо-проводами "Грязовец – С.Петербург" и "С.Петербург – Выборг – государственная граница". В 2006 г. ОАО "Газпром" ввело в эксплуатацию 144 км линейной части этого газопровода.

Производительность газопровода – около 20 млрд м3/год, диаметр – 1220 мм с рабочим давлением 8,3 МПа. При этом будет сооружено 7 компрессорных станций (КС) общей мощностью порядка 420 МВт.

Ввод в эксплуатацию участка газопровода "Грязовец – Выборг" позволит обеспечить подачу газа в СЕГ и удовлетворит увеличивающиеся потребности в газе Санкт-Петербурга и Ленинградской области, а также будет способствовать решению социально- экономических проблем региона посредством обеспечения занятости населения.

    Газопровод "СРТО – Торжок" будет выполнять основную роль в обеспечении ресурсами газа экспортного газопровода "Ямал – Европа", а также промышленных и коммунально-бытовых потребителей СЗФО.

Протяженность газопровода (с шестью КС) по территории СЗФО составляет 948,5 км.

Начальной точкой газопровода является головная КС Уренгойского месторождения, конечной – согласованная точка на подходе к КС в Торжке. Строительство магистрального газопровода обусловлено включением его в проект "Ямал – Европа" для подачи газа из Надым-Пуртазовского района на экспорт. Сырьевой базой являются Уренгойское, Юбилейное, Ямсовейское и Заполярное месторождения. Планируется, что газопровод пройдет по территории 7 районов Вологодской области. Трасса газопровода спроектирована в одном коридоре с действующей системой магистральных газопроводов. Инвестор по сооружению объекта – ОАО "Газпром".

    Газопровод "Нюксеница – Архангельск". Проект строительства газопровода протяженностью 640 км и мощностью 3,32 млрд м3/год реализуется с 1992 г. Газопровод, имеющий большое социально-экономическое значение, позволит улучшить надежность энергообеспечения Архангельской области, в том числе такого уникального стратегического объекта, как космодром "Плесецк".

В 2003 г. был введен в действие первый участок газопровода "Нюксеница – Вельск" протяженностью 147 км, позволивший обеспечить природным газом пос.Тарногский Городок – районный центр Вологодской области и Вельск – районный центр Архангельской области. Осуществлена подача газа для пусконаладочных работ на построенную в Вельске современную газотурбинную ТЭЦ.

Подача газа в Мирный, пос.Плесецк и на космодром "Плесецк" стала возможной благодаря вводу в эксплуатацию в 2006 г. участка "Нюксеница – Плесецк" газопровода-отвода "Нюксеница – Архангельск" протяженностью 374,8 км.

    Газопровод "Минск – Вильнюс – Каунас – Калининград". Расширение существующих мощностей газопровода и строительство газопроводов- отводов в Советске, Немоне, Черняховске, Светлом осуществляется в рамках реализации "Федеральной целевой программы развития Калининградской области на период до 2010 года".

Осуществляя реконструкцию действующего газопровода с целью увеличения его мощности, ОАО "Газпром" в 2005 г. ввело в эксплуатацию КС "Краснознаменская" в Краснознаменскe, на которой запущены два газоперекачивающих агрегата мощностью 4 МВт, предназначенных для увеличения объемов поставляемого газа, главным образом для основного потребителя (600 млн м3/год) – первого блока Калининградской ТЭЦ-2.

Суммарный объем газопотребления по субъектам РФ, входящим в СЗФО, по долгосрочному прогнозу может составить к 2020 г. около 50 млрд м3/год. Кроме того, для обеспечения надежного снабжения потребителей Калининградской области в соответствии с указанной выше ФЦП предполагается сооружение подземного хранилища газа мощностью 80 млн м3 к 2010 г. (сметная стоимость – 1,7 млрд р.).

В период 2008-2020 гг. предусматриваются поэтапный ввод системы газопроводов с месторождений п-ова Ямал, а также реализация проекта газоснабжения Мурманской области.

* * *

На основании вышеизложенного можно сформулировать следующие основные выводы.
  1. Существующие мощности трубопроводного транспорта с учетом их реконструкции и развития в ближайшие 5 лет могут обеспечить транспортировку и переработку до 35-40 млн т нефти в год из ТПП.
  2. Объем потребления нефтепродуктов в пределах СЗФО оценивается в среднесрочной перспективе не менее чем в 25-30 млн т/год, а потребление природного газа – более 30 млрд м3/год. Округ является самодостаточным по нефти и дефицитным по газу. По расчетам ОАО "Газпром" запасы газа в пределах СЗФО позволяют обеспечить добычу на уровне не более 10 млрд м3, что не решит проблему газоснабжения округа.
  3. С учетом существующих и реализуемых планов развития транспортных мощностей и переработки нефти в Приморске суммарный объем возможных поставок нефти через СЗФО оценивается в 70-75 млн т/год.
  4. Укреплению экономической безопасности и независимости как от европейского рынка энергоносителей, так и от стран, контролирующих порты и проливы, будет способствовать реализация проекта создания Мурманской трубопроводной системы суммарной мощностью 150-190 млн т/год.
  5. Создание избыточных экспортных мощностей в регионе (Приморск, Мурманск, терминалы Печорского моря – Варандей, Индига или Святой Нос и т.д.) не обеспечено разведанными запасами нефти непосредственно в СЗФО. Для развития экспортных направлений через СЗФО потребуется нефть из других регионов России.
  6. Разведанные запасы нефти России (без учета месторождений Восточной Сибири, где имеется свой независимый рынок потребителей) не позволяют надеяться на существенное и продолжительное увеличение уровней добычи в среднесрочной и долгосрочной перспективах и соответственно не обосновывают необходимость создания избыточных экспортных мощностей. Для обеспечения приемлемых экономических показателей поддержания высоких уровней отбора (заявляемых нефтедобывающими компаниями) потребуется ввод новых месторождений с приростами запасов УВ, для чего необходимы значительные инвестиции.

©  О.М. Прищепа, Г.А. Григорьев, Н.Н. Тимонина, Журнал "Минеральные ресурсы России. Экономика и управление" - 2008-04.
 

 

 

 
SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� Rambler's Top100 �������@Mail.ru