Истории создания крупнейшей нефтепроводной системы в мире

С момента своего создания компания «Транснефть» реализовала более десятка масштабных трубопроводных проектов, каждый из которых был уникален в своем роде. На всех создаваемых нефтепроводах компания применяла инновационные технологии, отрабатывала новые принципы управления строительством, создавала передовое оборудование, что позволяло строить их в кратчайшие сроки, при этом постоянно повышая безопасность. О том, как создавались основные вехи истории современной российской трубопроводной системы,— в материале «Ъ».

Балтийская трубопроводная система. Первая очередь

Балтийская трубопроводная система (БТС) стала первым крупным нефтепроводным проектом, который был реализован на территории Российской Федерации после длительного перерыва. Она создавалась для транспортировки российской нефти с месторождений Западной Сибири, Тимано-Печоры и Урало-Поволжья в Западную Европу через порт Приморск в обход транзитных территорий. Постановление правительства о строительстве нефтепровода было подписано 16 октября 1997 года. Фактически стартовало оно спустя три года, а уже к 2001 году была завершена прокладка магистральной части длиной в 283 км и трех перекачивающих станций. Помимо этого в декабре 2001 года была запущена первая очередь приморского нефтеналивного порта с двумя причалами. До его создания у России на Балтике было четыре порта (Калининград, Санкт-Петербург, Выборг и Высоцк), но нефть через них не переваливалась. Вся транспортировка российского сырья шла через иностранные порты в Прибалтике. Вторая и третья очереди портового комплекса были сданы в 2004 и 2006 годах, количество причалов для танкеров увеличилось до четырех. Также в рамках порта был открыт терминал по перегрузке светлых нефтепродуктов. Порт рассчитан на обслуживание танкеров дедвейтом до 150 тыс. тонн с осадкой 15,5 м, которая близка к максимальным параметрам кораблей, способных заходить из океана в Балтийское море.

Первоначальная проектная мощность БТС-1 на базе существующих нефтепроводов Харьяга—Усинск—Ухта—Ярославль—Кириши составляла всего 12 млн тонн в год, но впоследствии стала активно увеличиваться за счет нового строительства. Так, уже к концу 2003 года пропускная способность маршрута выросла до 30 млн тонн, а еще через год, после строительства дополнительных 232 км трубопровода и трех нефтеперекачивающих станций, она достигла 50 млн тонн в год. В 2006 году благодаря строительству еще одного участка в 31 км и новой НПС мощность нефтепровода вышла на планку в 74 млн тонн в год. Ее общая протяженность составила 1439 км.

Система изначально была спроектирована так, что потоки нефти могли поступать в нее не с конкретного месторождения или нефтегазовой провинции, а из любой точки сдачи нефти Севера, Сибири, Поволжья, Татарстана и Башкирии. Для обеспечения безопасной эксплуатации системы применялись не просто новые, но и уникальные технологии. При этом со строительства трубопровода начался процесс импортозамещения в «Транснефти»: приоритет в изготовлении материалов и оборудования отдавался отечественным производителям.

В рамках строительства БТС-1 фактически формировались новые принципы в области проектирования и строительства нефтепроводов в современной России. Например, компания разработала собственные механизмы управления строительством, включавшие быструю перебазировку сотрудников и техники, строгий контроль, а также создание резерва из строительных подразделений своих дочерних предприятий, которые привлекались к возведению объектов БТС в случае острой необходимости. Все эти механизмы применялись впоследствии при реализации других масштабных проектов «Транснефти». А накопленный в рамках строительства опыт был учтен при разработке новой и корректировке существующей нормативно-технической документации компании.

Балтийская трубопроводная система. Вторая очередь

В 2009 году диверсификация экспортных маршрутов в направлении Европы продолжилась благодаря созданию второй очереди Балтийской трубопроводной системы (БТС-2). Идея ее прокладки возникла после конфликта вокруг пошлины на транзит России и Белоруссии в начале января 2007 года. Тогда Минск на три дня, с 8 по 11 января, перекрыл российские транзитные потоки нефти в Европу по трубопроводу «Дружба». Строительство стартовало 10 июня 2009 года и было завершено на полгода быстрее изначального плана, запуск нового маршрута произошел в марте 2012 года. Магистральный нефтепровод протяженностью более 1 тыс. км прошел по территории Брянской, Смоленской, Тверской, Новгородской, Ленинградской областей и связал нефтепровод «Дружба» с терминалом в порту Усть-Луга. Мощность трубы составляет 30 млн тонн. С его запуском Россия впервые получила профицит нефтепроводных мощностей.

Но изначально далеко не всем нравилась идея дорогостоящего трубопроводного проекта, который мог испортить отношения со странами, лишавшимися транзитных доходов от перекачки российской нефти по своей территории. По планам «Транснефти» БТС-2 должна была снизить прокачку сырья через Белоруссию с 79 млн тонн в 2009 году до 27 млн тонн к 2015 году, что позволило бы обеспечить поставками НПЗ Чехии (5 млн тонн в год), Словакии (6 млн тонн), Венгрии (7 млн тонн), а также загрузить нефтепровод Одесса—Броды в направлении порта Южный (9 млн тонн в год). При этом рассматривались и различные варианты маршрута. Согласно одному из них, трубопровод должен был идти, как и его первая очередь, до Приморска с ответвлением на Усть-Лугу.

Но в итоге порт стал не только новой эффективной точкой нефтяного экспорта, но и площадкой для внедрения передовых экологических технологий. Например, здесь применяется отечественная инновационная станция биологической очистки хозяйственно-бытовых сточных вод. Она работает с применением биореактора с биопленочным подвижным слоем — биочипами.

Восточная Сибирь—Тихий океан. Две очереди

Развитием трубопроводной системы «Транснефти» в противоположный конец света стало строительство маршрута Восточная Сибирь—Тихий океан (ВСТО). Нефтепровод в рамках задач Энергетической стратегии до 2020 года должен был обеспечить поставки восточносибирской нефти на российские нефтеперерабатывающие заводы и на экспорт через порт Козьмино в страны Азиатско-Тихоокеанского региона, прежде всего в Китай.

Задолго до начала строительства ВСТО, в июле 2001 года, премьер-министр России Михаил Касьянов и председатель КНР Цзян Цзэминь договорились о разработке подобного маршрута. Но идти он должен был из Ангарска в Дацин. Но «Транснефть» не хотела замыкать масштабный проект на одном потребителе, так что предложила альтернативный вариант прокладки трубы из Ангарска в Находку с ответвлением на Китай. Но проект не смог пройти экологическую комиссию Минприроды, так что его начальная точка была изменена на Тайшет, а конечная — на бухту Козьмина.

В таком виде правительство утвердило новый экспортный маршрут в последний день 2004 года. Но первый стык нефтепровода в районе города Тайшет был сварен только весной 2006 года. За пару дней до этого президент Владимир Путин поручил снова скорректировать маршрут и вывести его за пределы водозаборной зоны озера Байкал. Это удлинило нефтепровод примерно на 400 км.

Строительство трубы велось в два этапа. Маршрут первой очереди трубопровода пролегал от ГНПС «Тайшет» до НПС «Сковородино» (мощность — 30 млн тонн в год) и был сдан в 2009 году. Протяженность этого участка составила почти 2,7 тыс. км, что потребовало создания семи перекачивающих станций. Из Сковородино нефть под маркой ESPO по железной дороге транспортировалась до нефтеналивного порта в бухте Козьмина до завершения строительства второй нитки трубы. Она продлила маршрут еще более чем на 2 тыс. км, до терминала пропускной способностью 30 млн тонн на Тихом океане. Строительство второй очереди было завершено в 2012 году. Благодаря строительству пяти дополнительных НПС мощность участка от Тайшета до Сковородино увеличилась до 50 млн тонн в год. С этого момента «Транснефть» вела последовательное наращивание этого показателя.

В 2014 году ввод в эксплуатацию еще трех перекачивающих станций позволил увеличить его на этом участке до 58 млн тонн в год. При этом на второй ветке годом ранее за счет реконструкции одной из НПС прокачка выросла до 34 млн тонн в год. В 2017 году «Транснефть» запустила четыре новые станции, позволившие нарастить транспортировку до 73 млн тонн в рамках первой очереди и до 45 млн тонн в год — в рамках второй. На полную мощность 80 млн тонн и 50 млн тонн соответственно две ветки ВСТО вышли в 2019 году. При этом с годами и на фоне изменения политической ситуации значимость трубопровода только возрастает.

Отвод на Китай Сковородино—Мохэ

Параллельно созданию ВСТО в рамках межправительственного соглашения с Китаем от апреля 2009 года от Сковородино до границы КНР у реки Амур начал строиться еще один маршрут. К этому времени как раз было завершено строительство линейной части первой очереди ВСТО. Длина трубы составила 64 км с пропускной способностью 15 млн тонн в год. В 2013–2017 годах ее мощность выросла до 30 млн тонн за счет реконструкции НПС и ПСП Джалинда, а также расширения резервуарного парка.

Пурпе—Самотлор

С расширением географии добычи в России росла и нефтепроводная сеть. Очередным шагом в этом направлении стало строительство маршрута транспортировки Заполярье—Пурпе—Самотлор. Решение о его создании правительство утвердило в апреле 2010 года. Трубопровод должен был обеспечить прием в систему «Транснефти» сырья с новых месторождений Ямало-Ненецкого округа. Он связал сырьевую базу северных районов Красноярского края и Ямала с нефтеперерабатывающими мощностями на юге Сибири, а также нефтепроводом ВСТО.

Всего за полтора года после сварки первого стыка была построена южная часть магистрали Пурпе—Самотлор длиной 429 км и мощностью 25 млн тонн. Она обеспечила сдачу всей нефти с крупного Ванкорского месторождения (принадлежит «Роснефти»).

В марте 2012 года началось строительство второй части этого маршрута — от Заполярья до Пурпе — пропускной способностью 32 млн тонн в год (длина — 488 км). В рамках проекта также были запущены две нефтеперекачивающие станции. Нефтепровод был сдан в 2016 году и дал импульс к развитию более десяти новых месторождений Мессояхской и Уренгойской групп и месторождений Большехетской впадины («Газпром нефть», ЛУКОЙЛ). Первой в него поступила нефть с Пякяхинского месторождения ЛУКОЙЛа.

Проект стал первым в России магистральным нефтепроводом, значительная часть которого пролегает за Северным полярным кругом. Сюда поступает нефть с разных месторождений с разным качеством и с температурой застывания нефти от –2 до –75 градусов. Из-за высокой вязкости сырья и низких температур окружающей среды нефть пришлось подогревать до +60°C. Но в то же время было необходимо сохранять мерзлоту, которая обеспечивала несущую способность грунтов и стабильность всех сооружений. Для этого 315 км трубопровода проложены над землей на опорах, здания и сооружения площадочных сооружений возведены на свайных основаниях с вентилируемым подпольем. Для того чтобы конструкции соответствовали особенностям изменения грунта и условиям сильных перепадов температур, опоры построены специальным образом. Часть из них имеет неподвижные основания, часть перемещается в одной плоскости, а некоторые могут двигаться в нескольких плоскостях. Помимо прочего в них встроены термостабилизаторы, которые охлаждают территорию вокруг них и предохраняют мерзлые грунты от вытаивания. Научно-исследовательскими и опытно-конструкторскими работами для строительства нефтепровода занимался НИИ Транснефть.

При реализации проекта были учтены и экологические особенности региона. Так, в местах миграции северных оленей на участках нефтепровода Заполярье—Пурпе—Самотлор предусмотрены специальные оградительные конструкции, которые обеспечивают беспрепятственный проход животных, предотвращая их травмирование, а также повреждение трубы. По итогам реализации проекта самого северного в России нефтепровода «Транснефть» получила 25 патентов на изобретения и 17 патентов на полезные модели. Часть специалистов отмечена премией правительства РФ.

Куюмба—Тайшет

Еще одним маршрутом транспортировки нефти из Красноярского края стал нефтепровод Куюмба—Тайшет. Он позволил доставлять нефть с Куюмбинского и Юрубчено-Тохомского месторождений в трубопроводную систему Восточная Сибирь—Тихий океан в Иркутской области и далее на экспорт. Его строительство началось по распоряжению правительства в 2012 году. Маршрут был далеко не самым протяженным — около 700 км линейной части со строительством двух нефтеперекачивающих станций, но его прокладка оказалась одной из самых трудных. Трасса нефтепровода проходит через тайгу по территориям Эвенкийского, Богучанского и Нижнеингашского районов Красноярского края и Тайшетского района Иркутской области, пересекает 113 малых и 7 крупных рек. Помимо этого магистрали пришлось огибать многочисленные карстовые пустоты на пути его прокладки. Сотни километров до Куюмбы можно было преодолеть только в холодное время года по зимнику, летом единственным транспортным средством становился вертолет. С учетом этого строительство изначально было распланировано по временам года: зимой строили на заболоченной и обводненной местности, которая замерзала, летом — на сухих участках и площадочных объектах.

Текущая мощность трубы составляет 8,6 млн тонн в год. При этом строительство еще двух НПС увеличит пропускную способность нефтепровода до 15 млн тонн в год. Но пока у нефтекомпаний, сдающих нефть в трубу по этому маршруту, нет такой необходимости. Так что решение о дальнейшем развитии будет приниматься при условии роста прогнозных объемов сдачи нефти в Куюмба—Тайшет.

Проект «Север»

Наряду с развитием нефтепроводной системы развивалась сеть транспортировки нефтепродуктов. Проекты «Север» и «Юг» стали еще одними магистралями, которые избавили Россию от транзитных рисков при транспортировке дизельного топлива по территории прибалтийских государств и позволили перенаправить потоки отечественного дизеля в российские порты. Первый из них был направлен на расширение уже существовавшего нефтепродуктопровода Второво—Ярославль—Кириши—Приморск, обеспечивающего экспорт светлых нефтепродуктов в Европу. В рамках утвержденной в 2009 году Энергетической стратегии России до 2030 года наращивание мощности трубопроводов шло в два этапа. В рамках первого из них поставки нефтепродуктов в порт Приморск к 2016 году были увеличены с 8,5 млн до 15 млн тонн в год. Для этого «Транснефть» построила 4 новых и реконструировала 20 уже работавших перекачивающих станций, а также перевела 804 км магистральных трубопроводов Ярославль—Кириши-2 и Кириши—Приморск с перекачки нефти на транспортировку дизельного топлива.

Вторым этапом стало наращивание пропускной способности маршрута до Приморска до 25 млн тонн в год. Он был завершен в 2018 году. Расширение мощности включало в себя строительство трех и реконструкцию десяти перекачивающих станций, строительство 52 км новых и реконструкцию 85 км существующих нефтепродуктопроводов, а также перевод 353 км магистрального нефтепровода Горький—Ярославль под перекачку нефтепродуктов. К нефтепродуктопроводу были подключены татарстанские нефтеперерабатывающие заводы ТАНЭКО и ТАИФ, которые суммарно могли сдавать в систему до 7 млн тонн дизеля в год.

Проект «Юг»

При этом если проект «Север» создавался во многом на основе уже готовой инфраструктуры, то бОльшая часть «Юга» строилась с нуля. Его задачей было обеспечение поставок дизтоплива на внутренний рынок Краснодарского края и на экспорт в страны Европы через порт Новороссийск. Проект включал строительство магистрали Волгоградский НПЗ—Тингута—Тихорецк, а также расширение участка от Тихорецка до Новороссийска до 6 млн тонн в год. Именно оно стало первым этапом создания нового маршрута. В 2017 году в его рамках существующие параллельные участки были соединены со строительством 90 км линейной части трубопровода, была построена новая и модернизированы существующие перекачивающие станции, а также построены и реконструированы резервуары.

Второй этап предполагал прокладку трубопровода пропускной способностью до 6 млн тонн в год протяженностью 498 км, строительство двух перекачивающих станций с резервуарным парком и сливной железнодорожной эстакады. И уже в 2017 году была обеспечена возможность приема до 4 млн тонн дизельного топлива с Волгоградского НПЗ в год и его транспортировка по новому трубопроводу в порт Новороссийск. Еще через год «Транснефть» завершила строительство сливной железнодорожной эстакады на ГПС «Тингута», позволяющей принимать в систему магистральных трубопроводов ежегодно еще до 2 млн тонн нефтепродуктов с транспортировкой в том же направлении.

Перевалочный комплекс «Шесхарис»

Но развитие нефтепроводной системы было бы невозможно без модернизации портовых мощностей. Большим шагом в этом направлении для «Транснефти» стала реконструкция перевалочного терминала «Шесхарис» в районе Новороссийска, где нефть накапливается для перевалки через порт. Комплекс является конечной точкой магистральных нефтепроводов компании в Краснодарском крае, обеспечивающих транспортировку нефти месторождений Западной Сибири, Азербайджана, Казахстана.

Новороссийск благодаря своему выгодному географическому положению еще в конце XIX века стал крупным пунктом перевалки нефти на экспорт. Датой ввода в эксплуатацию нефтебазы Шесхарис является 1964 год, но фактически история терминала берет начало еще с расположенных близ Новороссийска нефтяных складов братьев Нобель. Здесь они создали предтече современного комплекса. Он включал 95-километровый нефтепровод, сливную эстакаду для железнодорожных цистерн, резервуары, один из которых функционировал до 1988 года, насосное оборудование и морской причал. Последующие десятилетия порт активно развивался вместе со всей системой российских нефтепроводов. И уже в XXI столетии выросшие объемы транспортировки потребовали его масштабной модернизации.

Современный перевалочный комплекс с 2012 года помимо терминала «Шесхарис» включает в себя еще одну расположенную в 12 км от него площадку с резервуарами для хранения нефти и нефтепродуктов — «Грушовая». В ее емкости попадает продукция из систем магистральных нефтепроводов Тихорецк—Новороссийск-2, Тихорецк—Новороссийск-3 и Крымск—Грушовая. Также прием нефтепродуктов ведется по магистральному трубопроводу Тихорецк—Новороссийск-1 и из вагонов-цистерн, поступающих на площадку «Грушовая» по железной дороге. Движение нефти и нефтепродуктов по трубопроводам между «Грушовой» и «Шесхарисом» происходит самотеком за счет разности высотных отметок Северного и Южного порталов в 56 м.

Комплексная реконструкция двух площадок началась в 2012 году. На данный момент «Транснефть» завершила ее третий этап, по итогам которого обновлены практически все технологические мощности, участвующие в перевалке нефти и нефтепродуктов, а также выполнена замена вспомогательного оборудования, проведено благоустройство площадки. Модернизация коснулась трубопроводов, резервуаров, котельных, дорог, систем управления и автоматики, защитных сооружений и средств охраны природы. В результате товарная емкость резервуарного парка площадки «Грушовая» выросла с 1,2 млн до 1,55 млн тонн. Помимо этого с учетом изменения конъюнктуры рынка резервуарный парк расширил перечень продуктов перевалки. Сейчас комплекс способен принимать и отгружать нефть, мазут, дизельное топливо и бензин. Завершить реконструкцию перевалочного комплекса «Шесхарис» планируется в 2025 году.

Ирина Салова