В апреле 2009 года ОАО АК «Транснефть» завершает строительство 2694 км линейной части первой очереди магистрального нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО). Позади подводная траншея на реке Лене и споры с оппонентами о методах ее проходки. Впереди — участок «Скоровородино-Находка».
Основным заказчиком строительства новых нефтепроводов в России выступает ОАО «АК » Транснефть». На последних объектах компания увеличила скорость проходки с 1 км до 5-6 км сутки. Использование нового диагностического, строительного и сварочного оборудования, опытной станции для нефтеперекачки, не нуждающейся в дизельном топливе, позволяет сократить сроки реализации проекта и затраты на эксплуатацию. Прохождение по этапам проектирования до контроля работоспособности объекта становится более технологичным, надежным и эффективным.
Этап первый: строительство
Строительству магистральных нефтепроводов предшествует решение о маршруте перекачки, затем делается технико-экономическое обоснование (ТЭО) проекта. Далее необходимо получить положительное заключение Главгосэкспертизы Госкомитета РФ по строительству и жилищно-коммунальному комплексу. Следующим этапом служит рабочее проектирование с одновременным отводом земель, после чего объявляется тендер и заключается контракт с подрядчиком.
Роснефть начала строительство транспортной системы проекта Восток Ойл
Подрядчик, выигравший тендер, разбивает и расчищает трассу будущего нефтепровода. В случае прохождения трассы через естественные или искуственные препятствия (водные преграды, железнодорожные пути и автомобильные дороги и т.д) в зависимости от вида препятствий, геологических условий, рельефа местности, ширины рек и типа береговых склонов при строительстве переходов МН использутся методы горизонтально-направленного бурения (ГНБ), наклонно-направленного бурения (ННБ), микротоннелирования (МТ), а также традиционный траншейный способ.
Фрагмент строительства подводного перехода МН » Пермь — Альметьевск» через р. Белая, 2005 г. (фото ОАО » Северо-Западные магистральные нефтепроводы»)
» При прохождении Лены нефтепроводом Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО) в начале 2009 года в подводную траншею опускали трубу толщиной 26 мм, — рассказали в пресс-службе АК » Транснефть» (Москва). — Стыки сваривались над поверхностью воды, потом труба опускалась под воду с определенными градусами наклона. Траншея обследовалась не только приборами, но и силами водолазов, буквально на ощупь.
Оппоненты долго упрекали » Транснефть», почему компания не проходит Лену наклонным бурением. Однако там карстовые породы, и это было технологически невыполнимо. После бурения пришлось бы бетонировать все пещеры, но после подсчета оказалось, что нужного количества бетона нет во всей Сибири. Фактически это означало бы полную остановку стройки. Технологию ННБ, конечно, тоже используем — при прохождении объектов типа железной или автодороги, не очень широкой реки».
Строительство нефтесборного трубопровода.
Один из самых важных партнеров » Транснефти» — Челябинский трубопрокатный завод поставляет третью часть всего необходимого в стране объема труб для нефтепроводов. «В основном используем трубы производства Челябинского и Выксунского металлургического заводов, — говорит Владимир Брикез, начальник технического отдела ООО » Балтнефтепровод» (Санкт-Петербург). — Качество устраивает. О цене ничего не скажу, поскольку трубы закупаются » Транснефтью» большими партиями на тендерной основе, с оптовыми скидками. Мы только предоставляем заказ головной компании. Основные используемые » Транснефтью» диаметры — 1000 и 700 мм, в последнее время 1200 мм для объектов ВСТО».
Стандартная длина трубы составляет 11,4-11,7 м (на 1 км МН приходится ок. 85 стыков), ее диаметр находится в пределах 273-1420 мм. С 2004 года на площадке ЧТПЗ работает завод по производству гнутых отводов, дефицит которых ранее назад тормозил сооружение нефтепроводов.
Подготовка траншеи для укладки нефтепродуктопровода на участке «Субханкулово — Альметьевск» (фото ОАО «Транснефтепродукт»)
Нефть химически агрессивна, и кроме того, стальные трубы подвержены воздействию блуждающих электрических токов, поэтому их необходимо защитить от коррозии. Для этого используется как пассивная защита — заводская изоляция труб (внутреннее трехслойное полиэтиленовое + внешний слой эпоксидного праймера, т.е. грунтовки) и термоусаживающиеся манжеты (для наружной защиты сварных стыков), так и активная электрохимическая. Также «при использовании электрохимической защиты (ЭХЗ) получают распространение изолирующие монолитные муфты, — считает Игорь Яковлев, начальник отдела реализации компании » Трубопроводные системы и технологии» (Москва). — Они электрически отделяют защищаемый ЭХЗ трубопровод от объекта незащищаемого, заземленного или имеющего собственную систему ЭХЗ, а также секционируют трубопровод, проходящий в зонах воздействия блуждающих токов. Разработаны и применяются муфты для трубопроводов, транспортирующих нефть, воду, газ, пар и др., любых диаметров от Ѕ дюйма до 3 м. В России особенно востребованы муфты для трубопроводов 57-1420 мм. Монтаж муфт осуществляется методом сварки».
Производители муфт полагают, что оборудование ими трубопроводов приносит значительный экономический эффект, связанный с возможностью оптимизации параметров ЭХЗ и, как следствие, снижение энергозатрат на нее и повышение надежности трубопроводной системы. Однако операторы пока не согласны: «Все трубы для подземной прокладки закупаются в заводской изоляции (полимерное покрытие), — говорит Владимир Брикез, — в качестве активной защиты от коррозии трубопроводов линейной части и нефтеперекачивающих станций (НПС) применяем ЭХЗ: на переходах через электрифицированные железные дороги (где есть воздействие блуждающих токов) — дренажную, в остальных случаях с коррозией борются станции катодной защиты, поддерживающие нужный потенциал на трубопроводе. Применяется также протекторная защита стальных защитных футляров, используемых на переходах через авто- и железные дороги. Расстояние между станциями катодной защиты рассчитывается в зависимости от электропроводности грунта».
Сварочный комплекс P600 (фото CRC-Evans Pipeline International)
Сварка секций МН ведется с применением автоматических сварочных комплексов — «P600» от CRC-Evans Pipeline International, PWT от Pipe Welding Technology spa и другие. На cложных участках и переходах возможно применение полуавтоматической сварки. С помощью сварочных аппаратов, которые держат в руках сварщики, обозначаются сугубо символические стыки, фиксируемые «для истории».
«Наша лаборатория разработала СО2-лазер » Сибирь» мощностью 14 кВт специально для сварки трубопроводов, но дальше штучного производства, в связи с высокой стоимостью комплекса, дело не продвинулось, — рассказывает Анатолий Голышев, главный технолог ОКБ Лазерной техники при Сибирском отделении РАН (Новосибирск). — Производственники тогда не захотели финансировать этот проект. С тех пор за рубежом были доведены до высокой мощности другие типы лазеров (например, твердотельные волоконные), они дешевле и способны решать любые сварочные задачи в широком диапазоне толщины стали».
Но пока при сварке нефтепроводов в России в основном используются лучшие зарубежные сварочные комплексы. Они, как правило, не продаются — производители предпочитают сдавать их в аренду.
На строительстве ВСТО (ист.: www.neftegazotruboprovod.ru)
Контроль качества сварки проводится автоматической ультразвуковой установкой с выдачей заключения на бумажных носителях и в электронном виде. Полуавтоматическая сварка контролируется рентгеновскими аппаратами, дубль-контроль — ультразвуковыми. Укладка участка нефтепровода завершается его испытанием на герметичность.
Трубопровод в наше быстрое время не строят с одного края. Текущий участок делится на 10-20 отрезков — на ВСТО, например, обычно бригады начинают смену на расстоянии 1 км одна от другой. Таким образом достигается скорость укладки 5,5-6 км в день. Получается, что одна смена при оптимальной температуре -40єС сваривает пять пролетов труб, хотя на таком морозе и приходится прогревать их перед сваркой до 80єС.
Этап второй: инфраструктура
В систему МН, помимо собственно нефтепровода с узлами приема и запуска очистных устройств, входят системы линейной телемеханики и ЭХЗ, НПС, линейные производственно-диспетчерские станции (ЛПДС), головные нефтеперекачивающие станции (ГНПС), связь, вертолетные площадки, вдольтрассовые дороги и высоковольтные линии, площадки для аварийного запаса труб, запорной арматуры и соединительных деталей.
Одновременно с монтажом трубопровода ставятся узлы линейных задвижек, камеры приема-пуска средств очистки и диагностики (СОД), системы телемеханики, сооружаются НПС (расстояние между соседними станциями составляет 100-150 км).
Узел ввода присадки NECCAD 447 на ЛПДС «Никольское» (фото ОАО «Транснефтепродукт»)
В случае, если нефть имеет высокую вязкость, на МН организуется ее подогрев с помощью ПНПТ или ППТ (подогреватели нефти с промежуточным теплоносителем), путевые (ПП) используются меньше. Старые российские подогреватели нередко страдали неполным сгоранием топлива из-за накопления сажи, полости промежуточного теплоносителя под воздействием циклических тепловых нагрузок теряли герметичность (из-за образования трещин в стыках). У современных подогревателей нефти вместо воздушного вентилятора в центральном канале размещается дополнительный теплообменник с подводом/отводом рабочего тела (нефти) и заливкой межтрубного пространства промежуточным теплоносителем, что сняло эти проблемы.
Нефть, которая движется со скоростью 3-6 км/ч, при незапланированной остановке насоса в состоянии разрушить трубу. Для того, чтобы компенсировать воздействие ударной волны, устанавливаются системы сглаживания волн давления (СВД).
До недавнего времени на объектах магистрального трубопроводного транспорта применялись только зарубежные системы, однако ширится применение российского продукта от компании «ИМС». «Наша система СВД не только не уступает американским, но и превосходит их, — считает Сергей Шаталов, главный специалист отдела ССВД » ИМС» (Москва). — Отказов у нее на порядок меньше, чем у зарубежных аналогов. ССВД не сбрасывает давление в трубопроводе, а скорее демпфирует его изменение путем генерирования отрицательных волн давления. Таким образом, система защищает трубопровод и обеспечивает минимизацию сброса рабочей жидкости. Базовый состав ССВД включает набор клапанов для сглаживания волн давления и систему управления их открытием».
Этап третий: эксплуатация
Сегодня считается, что МН должен служить 40-50 лет и более. В то же время амортизационные отчисления составляют 3% стоимости объекта в год, то есть срок амортизации нефтепровода сокращается до 33 лет и по истечении этого срока средства на поддержание нефтепровода в нормальном состоянии не выделяются.
Отличие российских нефтепроводов от зарубежных в том, что они на 100% загружены технологической нефтью — поэтому подача продукции на конечный участок происходит практически мгновенно.
Замена линейных задвижек в районе перехода через Волгу (фото ОАО «Транснефтепродукт»)
Этап четвертый: ремонт и диагностика
Техническое состояние МН контролируется специальными целевыми проверками, обследованиями, осмотрами, измерениями с применением средств технической диагностики, а также при проведении плановых и ремонтных работ.
Любые неисправности на нефтепроводе нежелательны с точки зрения безопасности его эксплуатации, поэтому существуют и выполняются специальные программы обследования МН как наружными, так и внутритрубными инспекционными приборами: ультразвуковыми и магнитными дефектоскопами; применяется также акустико-эмиссионная и радиографическая диагностика. Это позволяет вовремя выявлять ослабленные места и устранять различные типы дефектов. Устранить дефекты можно либо это заменой участка, либо его ремонтом. В первом случае дефектный участок полностью заменяется во время плановой остановки нефтепровода, во-втором — функции участка восстанавливаются при помощи современных технологий без остановки перекачки.
Очистная ремонтная машина ОМР (фото ОАО «Курганмашзавод»)
С этой целью могут применяться специализированные машины, предназначенные для очистки (дробеструйные и очистные машины), нагрева (установки для нагрева трубы) и нанесения антикоррозионных покрытий на поверхность труб (изоляционные и грунтовочные машины) в трассовых условиях — как в траншее, так и на бровке. Все машины такого ремонтного комплекса устанавливаются на трубопровод без нарушения его целостности. Например, ОАО «Курганмашзавод» выпускает целое семейство очистных самоходных установок ОМР для снятия старой изоляции различного типа (битумное покрытие, ленточное полимерное, пластобит-40), а также машины для очистки труб и нанесения праймера. В качестве инструмента в ОМР применяются резцы с твердосплавными пластинами и проволочные щетки пассивного типа. Разъемные рабочие органы ОМР со штангами для крепления очистного инструмента выполнены в виде зубчатых колес, вращающихся в корпусах на опорных роликах.
Наиболее дорогой и эффективный метод диагностирования — внутритрубный — пока не обеспечен отечественными приборами, и при дефектоскопии применяются в основном импортные поточные снаряды «Ultrascan» и «Magnescan». Отечественные поточные средства экспресс-анализа качества нефти и нефтепродуктов также отсутствуют. Не налажено производство российских средств, облегчающих ремонтные операции на трубопроводах, в частности, устройств для перекрытия МН без остановки перекачки (с применением обводных линий). Решение этих проблем значительно облегчило бы работу служб эксплуатации магистральных нефтепроводов.
Для ликвидации последствий нештатных ситуаций на МН (несанкционированный доступ, повреждение трассового оборудования и т.д.), кроме мобильных отрядов службы безопасности, имеются специальные аварийные подразделения, оснащенные современными средствами, оборудованием и материалами для локализации аварий и ликвидации последствий разлива нефти, в том числе на подводных переходах.
Схема ВСТО (ист.: www.neftegazotruboprovod.ru)
Крупнейший российский проект в настоящее время — ВСТО. Сданы в эксплуатацию 2694 км линейной части первой очереди нефтепровода (ВСТО-1), хотя функционировать в полном объеме он пока не будет.
До сего времени имеющаяся часть нефтепровода длиной 1200 км км от Талаканского месторождения (район Витима) до Тайшета (железнодорожный узел и крупная сортировочная станция на Транссибирской магистрали) работала в реверсивном режиме, перекачав уже более 1 млн т нефти. После сдачи ВСТО-1 перекачка будет вестись на восток, в направлении Сковородино, где уже построены станции перелива нефти на железную дорогу для отгрузки продукции на Дальний восток, в Находку. От Сковородино же останется построить 64 км до НПС «Ляньинь». Как только CNPC (Китайская национальная нефтегазовая компания) соорудит свои 1660 км до Дацина -, а строят китайские монтажники быстро, посколько география местности простая и климат позволяет сваривать трубы без их прогрева — ВСТО-1 заработает в полную силу. «Транснефти» останется только ввести вторую очередь (ВСТО-2) до Находки, и пока объективный график стоительства выдерживается.
Проект БТС-2 (ист.: www.neftegazotruboprovod.ru)
Из проектируемых в настоящее время нефтепроводов можно отметить вторую очередь Балтийской трубопроводной системы — БТС-2, которая свяжет Унечу в Брянской области и порт в Усть-Луге (Ленинградская область), пропускной способности 50 млн т нефти в год.
Каждый год в России вводятся в строй сотни километров магистральных нефтепроводов. ОАО «АК » Транснефть» принадлежит свыше 49 000 км, и еще около 20 000 км нефтепродуктопроводов находятся в собственности ОАО » Транснефтепродукт».
Источник: neftegaz.ru
Проектирование нефтепроводов
Проектирование нефтепроводов, предлагаемое компанией ООО «Нефтегазинжиниринг», позволяет обеспечить качественную и стабильную транспортировку нефти от установки до потребителя.
Разработка проекта по установке нефтепроводов требуется, чаще всего, при новом строительстве линейных объектов, а также при реконструкции уже существующих производственных предприятий. Выбор трассы для прокладки нефтяных трубопроводов осуществляется с максимальной оптимизацией и рентабельностью. Специалисты ООО «НГИ» ориентируются на такие факторы, как затраты на сооружение, безопасность и удобство проведения профилактического обслуживания труб во время эксплуатации, а также время строительства.
Состав работ по проектированию нефтепроводов
Проектные работы выполняются квалифицированными специалистами ООО «Нефтегазинжиниринг» и включают в себя разработку проектной документации совместно с проведением инженерно-геологических, инженерно-экологических и иных изысканий. Проводимые изыскания учитывают геологические и геодезические особенности местности, позволяют получить подробную информацию о ландшафте и выявить особенности местности.
Проектная документация состоит из нескольких разделов, количество которых может быть изменено в соответствии с требованиями конкретного объекта. В обязательном порядке в содержании присутствуют:
- пояснительная записка и задание на проектирование нефтепровода;
- планировочная организация участка, где указываются зоны снабжения и перекачки;
- архитектурно-строительные и объемно-пространственные решения, которые позволяют определить месторасположение головных и конечных пунктов трубопровода;
- конструктивные и объемно-планировочные решения;
- технологические решения для обустройства инженерных коммуникаций на промышленном объекте;
- проект организации строительства с указанием этапности работ;
- перечень мероприятий, направленных на обеспечение пожарной безопасности и охрану окружающей среды;
- смета на строительство нефтепровода.
Особое внимание в проекте уделяется способу размещения труб для транспортировки нефти. В большинстве случаев предпочтительной является подземная прокладка труб, но при необходимости допускается организация нефтепроводов над поверхностью земли с помощью технологических опор. Как правило, наземные нефтепроводы используются в исключительных случаях, таких как крутосклонные ложбины, изолированное резкое возвышение или избыточное увлажнение ландшафта.
Нормативные документы для обслуживания нефтепроводов
Проектирование нефтепроводов предполагает создание безопасного инженерно-технологического сооружения, которое требует профилактического обслуживания. Специалисты ООО «НГИ» выполняют ремонтные работы нефтепроводов с учетом таких нормативных документов, как:
- СНИП 3.05.05-84 «Технологическое оборудование и технологические трубопроводы»;
- РД 39-132-94 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов»;
- Методика оценки остаточного ресурса технологических трубопроводов.
Стоимость и сроки проектирования нефтепроводов
Предварительный расчет стоимости и сроков разработки проектной документации можно уточнить у специалистов ООО «Нефтегазинжиниринг» одним из представленных ниже способов:
Источник: ngirf.ru
Проект на строительство нефтепровода
Развитие трубопроводного транспорта нефти в рамках Генеральной схемы развития нефтяной отрасли до 2020 года (данные представлены по состоянию на 28.10.2010 г.)
Компания для обеспечения развития трубопроводного транспорта и надежности эксплуатируемой системы магистральных нефтепроводов реализует инвестиционные проекты и программу технического перевооружения модернизации и ремонта объектов трубопроводной системы.
В рамках инвестиционной программы за период с 2010 по 2013 год планируется построить 3539 км трубопроводов и 18 НПС. На реализацию указанной программы запланировано освоение средств в сумме 509,6 млрд.руб.
Компанией также разработана долгосрочная, на период до 2017 года, программа модернизации и ремонта объектов трубопроводного транспорта, в рамках которой планируется заменить 6872,6 км трубы, в том числе 157,6 км подводных переходов, выполнить ремонт и реконструкцию резервуаров в количестве 563 шт общей емкостью 9906 тыс.м3, выполнить реконструкцию 105 НПС с заменой технологических трубопроводов и систем автоматики.
В 2010 году на реализацию Программы планируется затратить 78,9 млрд.руб., в 2011 году – 76,9 млрд.руб. До 2017 года на реализацию Программы планируется затрачивать в среднем 78,9 млрд.руб. ежегодно.
Реализуемые в настоящее время инвестиционные проекты:
Трубопроводная система ВСТО-II
Трубопроводная система ВСТО-II на участке Сковородино–СМНП «Козьмино» пропускной способностью 30 млн. т/год: строительство 2046 км линейной части и 8 НПС.
Срок завершения строительства — 2014 год.
Расширение трубопроводной системы ВСТО-I
Расширение трубопроводной системы ВСТО-I с 30 до 50 млн. тонн в год: строится 5 нефтеперекачивающих станций.
Срок завершения строительства -2013 год.
Нефтепровод «Сковородино — граница КНР»
В октябре 2010 года завершено строительство нефтепровода Сковородино граница КНР, обеспечивающего поставку нефти в Китай.
В ноябре 2010 года планируется начало заполнения нефтью китайского участка трубопровода.
Нефтепровод «Пурпе-Самотлор»
В Ханты-Мансийском автономном округе осуществляется строительство нефтепровода Пурпе-Самотлор, которое включает 430 км линейной части и строительство 2-х НПС.
Срок завершения строительства — 2012 год.
Балтийская трубопроводная система БТС-2
В Северо-Западном регионе осуществляется строительство нефтепровода БТС-2. Это 1000 км линейной части, строительство 2 НПС и нефтебазы в Усть-Луге.
Планируемый срок завершения строительства 2012 год.
Раздел развития трубопроводного транспорта нефти в Генеральной схеме развития нефтяной отрасли до 2020 года разработан для уровня добычи 505 млн.тонн в год.
Генеральной схемой развития нефтяной отрасли до 2020 года предусматривается:
- строительство и расширение пропускной способности нефтепроводов для приема нефти с новых месторождений;
- строительство и расширение пропускной способности магистральных нефтепроводов для обеспечения увеличения поставок нефти на НПЗ;
- расширение пропускной способности нефтепроводов для обеспечения перераспределения объемов для подачи нефти на НПЗ из магистральных нефтепроводов.
Для обеспечения приема нефти новых месторождений в систему магистральных нефтепроводов предусматривается реализация следующих проектов:
Нефтепровод «Заполярье-Пурпе»
Для транспортировки нефти новых месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа и севера Красноярского края планируется строительство нефтепровода Заполярье–Пурпе проектной пропускной способностью до 45 млн. т/год.
Общая протяженность нефтепровода около 500 км. Кроме того, нефтяным компаниям потребуется строительство подводящих трубопроводов общей протяженностью около 1200 км.
Предполагается поэтапный ввод нефтепровода в эксплуатацию:
1 этап в декабре 2013 года, 2 этап – в декабре 2014 года, 3 этап – в декабре 2015 года.
Расчетная стоимость строительства составляет 120 млрд. руб.
Расширение нефтепровода «Пурпе-Самотлор»
Расширение пропускной способности нефтепровода Пурпе–Самотлор с 25 до 40 млн. тонн к 2017 году.
В рамках данного проекта предусматривается строительство 2-х НПС.
Расчетная стоимость расширения 6,5 млрд. руб.
Нефтепровод для транспортировки нефти месторождений Красноярского края
Строительство нефтепровода для транспортировки нефти от новых месторождений Красноярского края (Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского месторождений) до ВСТО-1.
Проект предполагает строительство нефтепровода протяженностью около 600 км пропускной способностью до 18 млн. тонн в год.
Ориентировочная стоимость строительства 63 млрд. руб.
Расширение пропускной способности нефтепровода Баку – Тихорецк
Расширение пропускной способности нефтепровода Баку–Тихорецк для обеспечения приема нефти месторождений Северного Каспия, разрабатываемых российскими нефтяными компаниями с 7,1 до 11,0 млн. т/год.
Планируется строительство 3-х НПС.
Расчетная стоимость расширения составляет 10 млрд. руб.
Расширение пропускной способности нефтепровода Уса-Ухта-Ярославль
Расширение пропускной способности нефтепровода Уса–Ухта–Ярославль по участкам с 20,3 до 25,6 млн. тонн в год для приема нефти с месторождений ОАО «Зарубежнефть».
Планируется строительство 2-х НПС и 3-х пунктов подогрева нефти.
Расчетная стоимость расширения 7,3 млрд. руб.
Для обеспечения увеличения поставок нефти на НПЗ предусматривается реализация следующих проектов:
Строительство нефтепровода Тихорецк — Туапсе-2
Строительство нефтепровода Тихорецк–Туапсе-2 и расширение пропускной способности нефтепровода Лисичанск-Тихорецк для обеспечения увеличения транспортировки нефти на Туапсинский НПЗ до 12 млн. тонн к 2012 году.
Планируется строительство 295 км линейной части и реконструкция 3 НПС.
Расчетная стоимость строительства составит 19,8 млрд. руб.
По состоянию на 28.10.2010 разработана проектная документация, получено положительное заключение Главгосэкспертизы. По договору с ОАО «НК «Роснефть» до конца 2010 года планируется приступить к реализации проекта. Продолжительность строительства составит 2 года.
Расширение пропускной способности нефтепровода Калейкино — Нижнекамский НПЗ
Расширение пропускной способности нефтепровода Калейкино–Нижнекамский НПЗ для увеличения поставок нефти на Нижнекамский НПЗ с 7 до 14 млн. т/год.
Планируется реконструкция 1 НПС.
Расчетная стоимость расширения составит 1,8 млрд. руб.
Для обеспечения перераспределения объемов для подачи нефти на НПЗ из магистральных нефтепроводов предусмотрено следующее:
Расширение ТС ВСТО
Расширение пропускной способности ТС ВСТО для обеспечения поставки нефти на Комсомольский НПЗ в объеме 6 млн. т/год, Хабаровский НПЗ в объеме 6 млн. т/год и Приморский НПЗ в объеме 5 млн. т/год.
Для подключения Комсомольского НПЗ и Хабаровского НПЗ в 2015 году потребуется строительство 9 НПС.
Для подключения Приморского НПЗ в 2017 году потребуется строительство еще 4 НПС.
Расчетная стоимость расширения составит 172,2 млрд. руб.
Инвестиционные затраты на развитие нефтепроводного транспорта
| 2012 | Расширение Баку — Тихорецк, для поставки нефти Северного Каспия | 10,1 |
| Лисичанск — Тихорецк — Туапсе | 19,8 | |
| 2015 | Заполярье — Пур-Пе (1 и 2 этапы) | 90,0 |
| Ухта — Ярославль | 1,0 | |
| Расширене ВСТО для поставки нефти на Хабаровский и Комсомольский НПЗ | 119,2 | |
| 2017 | Расширение Пур-Пе — Самотлор | 6,5 |
| Заполярье — Пур-Пе (3 этап) | 30,0 | |
| Нефтепровод от новых месторождений Краснодарского края (м.Юрубчено-Тохомское, Куюмбинское) до ВСТО-1 | 63,0 | |
| Уса — Ухта — Ярославль | 6,3 | |
| Калейкино-Нижнекамский НПЗ | 1,8 | |
| Расширение ВСТО для поставки нефти на Приморский НПЗ | 53,0 | |
| Итого | 400,7 |
Инвестиционные затраты на развитие нефтепроводного транспорта к 2020 с разбивкой по годам представлены на слайде. Общая сумма инвестиций составляет 400,7 млрд. руб.
Возможные источники финансирования строительства и расширения нефтепроводов
Развитие трубопроводной инфраструктуры зависит от объемов добычи нефти, а также наличия источников финансирования строительства и расширения нефтепроводов.
совместно с нефтяными компаниями выработаны различные формы финансирования строительства нефтепроводов.
Так, расширение нефтепроводов по маршруту Лисичанск–Тихорецк–Туапсе будет осуществлено по согласованному (договорному) тарифу с ОАО «НК «Роснефть» с последующей компенсацией их затрат за счет льготного тарифа на срок 11 лет.
Финансирование строительства нефтепровода «Заполярье–Пурпе» планируется осуществлять по долевому участию в созданном для этих целей совместном предприятии (ОАО «Заполярье») с участием нефтяных компаний: ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «ТНК-ВР», ОАО «Газпром нефть».
Финансирование строительства транспортной инфраструктуры для подачи нефти на Нижнекамский НПЗ осуществляется с привлечением бюджетных средств с последующим внесением данного объекта в уставной капитал .
Цели строительства и расширения пропускной способности системы магистральных нефтепроводов:
- подключение действующих НПЗ к системе магистральных нефтепродуктопроводов;
- увеличение приема светлых нефтепродуктов с НПЗ, подключенных к системе магистральных нефтепродуктопроводов;
- расширение существующих и созданием новых экспортных направлений транспорта светлых нефтепродуктов по системе магистральных нефтепродуктопроводов.
Строительство нефтепродуктопровода Ачинск-Кемерово-Сокур и расширение участка Сокур-Омск-Уфа-Прибой
Для обеспечения подключения действующих НПЗ и увеличения приема светлых нефтепродуктов с НПЗ, подключенных к системе магистральных нефтепродуктопроводов, предусматривается:
Строительство нефтепродуктопровода Ачинск-Кемерово-Сокур с расширением пропускной способности эксплуатируемых продуктопроводов с 8,8 до 16,0 млн. т/год для приема в систему нефтепродуктов с Ачинского НПЗ в объеме 4,0 млн. т/год и увеличения приема с Омского НПЗ, Уфимской группы НПЗ и Салаватнефтеоргсинтеза. Общая протяженность нефтепродуктопроводов составит 1409 км. Потребуется строительство 3 ППС и реконструкция 18 ППС.
Расчетная стоимость строительства – 46,1 млрд. руб.
Проект «Юг»
Для развития существующих и создания новых экспортных направлений предусматривается строительство нефтепродуктопровода «Сызрань — Саратов – Волгоград – Новороссийск» (проект ЮГ).
В рамках проекта ЮГ с целью создания нового направления экспорта светлых нефтепродуктов в объеме 8,7 млн. т/год предполагается строительство 1465 км линейной части, 11 ППС, 600 тыс. м3 резервуарной емкости.
Расчетная стоимость строительства – 80,4 млрд. руб.
В настоящее время по данному проекту разработана декларация о намерениях, подготовлен проект распоряжения Правительства Российской Федерации «О проектировании и строительстве магистрального нефтепродуктопровода «Юг».
Инвестиционные затраты на развитие нефтепродуктопроводного транспорта
| 2015 | Строительство нефтепродуктапровода Ачинск-Кемерово-Сокур | 19,9 |
| Расширение маршрута Сокур — Омск — Уфа | 10,3 | |
| Расширение маршрута Уфа — Прибой | 15,9 | |
| Строительство нефтепродуктапровода Сызрань — Саратов — Волгоград — Новороссийск (проект Юг) | 80,4 | |
| Итого | 126,5 |
Инвестиционные затраты нефтепродуктопроводного транспорта с разбивкой по годам приведены на данном слайде. Общая сумма инвестиций составляет 126,5млрд. руб.
Запланированное развитие инфраструктуры транспорта нефти и нефтепродуктов по инвестиционным проектам, а также объемы реконструкции и модернизации эксплуатируемых объектов магистральных нефтепроводов полностью соответствует Генеральной схеме развития нефтяной отрасли до 2020 года.
По материалам доклада президента Н.П. Токарева на совещании Правительства РФ по вопросу «О проекте Генеральной схемы развития нефтяной отрасли на период до 2020 года», состоявшемся в г. Новокуйбышевске 28 октября 2010 года
Источник: www.transneft.ru
Особенности управления проектом строительства магистральных нефтепроводов
Манохин, П. Е. Особенности управления проектом строительства магистральных нефтепроводов / П. Е. Манохин, Д. В. Журавлев. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2019. — № 38 (276). — С. 114-116. — URL: https://moluch.ru/archive/276/62531/ (дата обращения: 12.10.2022).
В данной статье рассматривается cовременное состояние изучения методов и систем управления проектами строительства магистральных нефтепроводов, системы управления, их основные преимущества и недостатки. Рассмотрены предпосылки для дальнейшего совершенствования систем управления проектами.
Ключевые слова: управление проектом, магистральный нефтепровод, система управления проектом, методы управления проектом, риски реализации проекта, эффективность реализации проекта, обработка входящей информации, управленческие решения, команда проекта.
Строительство линий магистрального нефтепровода имеет особое значение для развития нефтегазовой отрасли и экономики страны в целом и входит в долгосрочные программы развития и освоения территорий. Реализация проектов магистрального нефтепровода является долгосрочным, дорогостоящим, технически и технологически сложным мероприятием, имеет риски различного уровня и характера. Исходя из перечисленных особенностей, процесс реализации данных проектов требует оперативного анализа информации о состоянии материальных, технических и человеческих ресурсов для оперативного контроля и принятия управленческих решений. Управление строительными процессами в области нефтегазовой отрасли именно с элементами проектного менеджмента (Project management) внедряется в России не так давно, с начала 2000-х годов. На современном этапе применение принципов проектного управления в процессе строительства магистральных нефтепроводов имеет низкий уровень изученности и практического развития.
Проектный подход в строительстве (различного типа объектов) можно назвать относительно новым явлением в нашей стране. На протяжении долгого времени на территории России участники строительной индустрии действовали в рамках плановой (традиционной) системы при планировании, организации и управлении производством.
Проект позволяет достичь определенного результата в определенные сроки и в рамках определенного объема финансирования. Управление проектами заключается в составлении оптимального плана и контролем над его своевременным выполнением, а также в идентификации рисков и снижении степени вероятности их возникновения. План реализации проекта составляется для того, чтобы определить, с помощью каких работ будет достигаться результат проекта, какие ресурсы необходимы для исполнения этих работ, в какие сроки планируется завершение всех процессов. При реализации инвестиционных строительных проектов необходимо обеспечить четкую организацию осуществления всех этапов проекта и контроль за основными составляющими проекта: выполнение работ, бюджет и сроки. Для успешного осуществления строительства объекта важна разработка организационно-технологических решений, планирование каждого процесса строительства 1.
Большинство существующих систем управления проектами являются универсальными (отраслевыми), следовательно, не могут учитывать все особенности и специфику строительства магистральных нефтепроводов. К основным особенностям реализации строительства магистральных нефтепроводов можно относятся:
1) Высокая стоимость реализации проекта (капиталоемкость);
2) Высокая материалоемкость;
3) Длительные сроки строительства (реализации проекта);
4) Значительная линейная протяженность строительного объекта в целом;
5) Сложные гидрогеологические условия строительства;
6) Территории строительства не освоены;
7) Зависимость от ситуации на валютных и сырьевых рынках;
8) Зависимость от социальной и политической ситуации в стране.
Для минимизации рисков от вышеуказанных индикаторов необходимо изначально высокое качество разработки проекта. В разработку проекта организация финансирования и адекватное разделение рисков между участниками проекта; своевременная оптимизация затрат; организационная структура, учитывающая сложность проекта; оперативное выявление, обработка, координация деятельности участников проекта; тщательный подбор участников проекта; соблюдение законодательства и юридических обязательств; стабильная, прогнозируемая политическая обстановка в стране; стабильная ситуация на рынках 2.
Для успешной реализации проекта строительства магистрального нефтепровода необходима методика и система управления, адаптированная именно с учетом выявленной специфики. Обработка значительных объемов оперативной информации без отлаженных инструментов управления приводит к тому, что процесс реализации проекта идет с отставанием от запланированного графика и влечет за собой дополнительные финансовые потери.
Для эффективной реализации процесса строительства магистрали нефтепровода необходима четкая система управления, адаптированная под характеристики и особенности планируемого проекта на определенных территориях. Системы управления проектами позволяют контролировать процессы, связанные со временем, ресурсное и стоимостное планирование, контроль на основе сетевого планирования и метода «критического пути» и т. д. 3. Цель управления состоит в эффективном освоении капиталовложений при реализации проекта. Для соблюдения конкретных сроков строительства при минимальных затратах ресурсов (любых) необходимо достигнуть не только высоких технико-экономических показателей, но и конечного результата — дохода 4.
Несмотря на уверенное развитие области проектного управления, она остается недостаточно изученной областью. Большинство разработок и научных работ не содержат методик, позволяющих эффективно применять их в реальных условиях для управления проектами строительства магистрального нефтепровода. Потребность в дальнейшем изучении данной проблемы обусловлена необходимостью совершенствования инструментария управления проектами. Поэтому разработка современной, актуальной, эффективной методики и системы управления (в т. ч. автоматизированной), которая учитывает специфику исследуемой области, решает все необходимые задачи планирования, мониторинга текущего состояния проекта строительства магистрального нефтепровода является актуальной.
- Грахов В. П., Манохин П. Е., Мохначев С. А., Галимова Л. Н. Управление инвестиционно-сроительными проектами: теория и практика применения информационных технологий. // Фундаментальные исследования. — 2014. — № 12 — С. 2157–2159.
- Грахов В. П., Кислякова Ю. Г., Огородникова А. Г. Методы управления рисками при реализации инвестиционных строительных проектов // Экономика и предпринимательство. 2014. № 4–1 (45–1). С. 838–841.
- Манохин П. Е., Корепанова К. М., Коробейникова Ю. А. Роль системы управления проектами в деятельности предприятий строительной отрасли. // Фотинские чтения. — 2015. — № 2 (5). — С. 246–248.
- Манохин П. Е., Попов С. В. Анализ развития принципов управления строительным производством. // Фотинские чтения. — 2015. — № 2 (5). — С.119
Основные термины (генерируются автоматически): магистральный нефтепровод, система управления, проект, нефтегазовая отрасль, проектное управление, процесс строительства, реализация проекта, управление проектами.
Ключевые слова
управление проектом, управленческие решения, команда проекта, магистральный нефтепровод, система управления проектом, методы управления проектом, риски реализации проекта, эффективность реализации проекта, обработка входящей информации
управление проектом, магистральный нефтепровод, система управления проектом, методы управления проектом, риски реализации проекта, эффективность реализации проекта, обработка входящей информации, управленческие решения, команда проекта
Похожие статьи
Формализованное описание схемы управления строительством.
Управление проектом строительства магистрального нефтепровода имеет свою специфику и требует наличия у менеджеров и участников проектных команд специальных навыков и знаний. [1]. Организации, участвующие в строительстве.
Особенности развития нефтегазовой отрасли на современном.
Качественно новым направлением в реализации проектов нефтегазовой отрасли выступает проект по производству синтетического жидкого топлива
− рамочное соглашение о совместной реализации проекта строительства газохимического комплекса на УДП «Мубарекский ГПЗ»
Управление документацией и данными инвестиционного проекта.
В России управление проектами активнее всего используется в сфере экономической
Проект — процесс решения какой-либо проблемы — от замысла или идеи решения до
Под проектом также понимается система сформулированных в его рамках целей, создаваемых или.
Организация процесса управления инновационной.
Организация процесса управления инновационной деятельностью в нефтегазовой отрасли. Авторы: Корниенко Алексей Васильевич
инновационная деятельность, инновационное развитие, предприятие, инновация, система управления, инновационный процесс, полная.
BIM-технологии в управлении строительными проектами
На сегодняшний момент в строительной отрасли осуществляется процесс изменений, связанный с инновационными методами реализации проектов, вместо традиционных методов строительства с привычной многим передачей информации в бумажном виде.
Перспективы и направления реализации проектов.
управления [4]. К современным разновидностям интеллектуальных нефтегазовых технологий можно
Как было отмечено выше, улучшение эффективности процесса нефтегазодобычи возможно только
Цель проекта — управление разработкой месторождения с максимальной.
Роль проектного управления в реализации приоритетных.
Важной особенностью проектного управления является достижение целей в условиях ограниченности ресурсов.
Особенно значимым проектное управление становится в период кризисов. Г. Керцнер, один из ведущих мировых экспертов, говорит о том, что в сложной.
Управление проектами на промышленном предприятии
Важно отметить, что многие процессы в управлении проектами являются итеративными из-за наличия и необходимости последовательной разработки на разных стадиях жизненного цикла проекта. Иными словами, по мере того как команда управления проектом накапливает.
Некоторые вопросы логистики и материально-технического.
Содержание проектов обустройства нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений (зависит от размеров нефтяной или газовой залежи
материально-техническое обеспечение, логистика, нефтегазовая отрасль, логистический менеджмент, нефтегазовые корпорации.
Источник: moluch.ru