Нефтепроводы изношены, запасы истощены. Две новые российские беды?
Топливный кризис и очереди на бензозаправках вынудили руководство России вновь сделать ставку на продажу не нефтепродуктов, а сырой нефти. Но не успели компании и рынок должным образом отреагировать, как черное золото резко подешевело. Впрочем, колебания цен на нефть вызывают краткосрочные, хотя подчас и ощутимые потери для экономики страны. Другое дело — возможные последствия нынешнего состояния отечественных нефтепроводов и геологоразведки. "Транснефть" не скрывает: более половины трубопроводов перешагнули 30-летний рубеж. А где-то их возраст приближается и к полувековой отметке. Как, например, у "Дружбы". Эксперты из числа проектировщиков и строителей нефтепроводов бьют тревогу: "латание дыр" на трубах не снимает проблемы, а лишь усугубляет их.
С "катушек"
В ноябре прошлого года СМИ передали сенсационную весть: Россия отказывается от нефтепровода "Дружба". Руководство "Транснефти" поспешило дать опровержение, но специалисты этому были явно не рады.
"Давно пора!" — убежден один из создателей отечественной трубопроводной системы, профессор, автор теории проектирования магистральных газопроводов в сложных условиях Петр Бородавкин. По его словам, "Дружба" будет мучить руководство страны и корпорации "Транснефть", пока не будет заменена полностью: "Ее возраст, если соотносить с человеческой жизнью,— это столетий рубеж, так что аварии происходят если не каждый день, то через день — точно".
"Транснефть", правда, утверждает, что аварий в подвластной ей системе в последние годы стало меньше: трубы чинят согласно плану. Например, в этом году намерены заменить 976 км трубопроводов. Но устарела ведь добрая половина всех трубопроводов. Да и ремонт, как утверждают эксперты, тут вряд ли поможет, разве что ненадолго отсрочит неизбежное — трубопроводы старше 30 лет априори ненадежны. Их надо полностью менять, а еще лучше — строить новые. В противном случае аварии станут нормой: трубы изо дня в день подвергаются воздействию различных сил и сред как изнутри, так и снаружи, металл стареет и ржавеет. Срок годности есть у всего, в том числе и у трубопроводов.
В "Транснефти" иное мнение: там убеждены, что труба трубе рознь. По словам вице-президента корпорации Михаила Баркова (см. его интервью "Огоньку" "Нефтепровод Нобеля проработал больше 100 лет"), "если сделать качественную трубу, она долго проработает". В пример ставится нефтепровод, "построенный Нобелем в 1908 году" и лишь недавно демонтированный. Что ж, упомянутый нефтепровод и правда один из старейших. Труба Баку — Батуми протяженностью 1100 км, спроектированная Шуховым, уникальна: она стыковалась на фланцах вручную, болтами. Сегодня такое было бы неоправданно дорого что по деньгам, что по времени: шуховскую трубу клали три года, тогда как сейчас аналогичный объем делают за год. Не говоря уже о том, что та труба была узкой — 219 мм диаметром в противовес нынешним 1400 мм. Да и качать нефть по ней перестали давно, хотя окончательно растащили на металлолом относительно недавно. Словом, как исторический пример живучести она не подходит: сегодня не те размеры, технологии и качество строительства.
Другое дело, если постепенная замена труб приводит к модернизации трубопровода. Но это явно не наш случай: "Замены всего участка от одной насосной станции до другой не делают,— утверждает Бородавкин.— Я видел — ставят врезки (так называемые катушки.— "О"). Этот мелкотравчатый ремонт лишь поддерживает плачевное состояние, в котором находится труба. Да и выходит такая починка дороже, потому что катушки рано или поздно сами становятся местом аварий: сварка идет в полевых условиях со всеми огрехами". Эксперт добавляет, что такой "точечный" ремонт возможен не всегда и не везде: часть труб проложена в малодоступных местах, например в болотах.
То, что "Транснефть" закопала российский участок "Дружбы", решает проблему бытового воровства (врезок в трубу), но не износа системы — ржавеет-то труба по-прежнему! И течет, даже будучи в земле. Бородавкин убежден: если законсервировать статус-кво, латая образующиеся трещины и разрывы, то масштабной катастрофы, после которой прокачка нефти станет невозможной, осталось ждать недолго.
Исправить ситуацию можно, или заменив нынешний нефтепровод по частям — от одной насосной станции до другой (по 100-120 км), или — что лучше — построив новую трубу по тому же маршруту. Беда в том, что если нынешнюю "Дружбу", несмотря на ее аварийность, хотят использовать все, то тратиться на строительство новой никто не желает.
Между участниками конвенции нет доверия. Да и откуда ему взяться? Проблемы "по политической части" перманентно возникают то с Белоруссией, то с Украиной. Сегодня, например, Россию беспокоит перекачка нефти по аверсу на участке нефтепровода Одесса — Броды. Опять чистой воды политика: эту ветку "Дружбы" пустили "вспять" именно из-за перебоев в поставках российской нефти в Белоруссию и Литву. Позднее украинским властям потребовалась нефть для работы собственных НПЗ. Так как договориться с Москвой не удалось, закупили черное золото в Азербайджане и Венесуэле.
Нефтепровод "Дружба"
Досье
Соглашение о создании нефтепровода "Дружба" было подписано 18 декабря 1959 года руководителями СССР, Венгрии, Чехословакии, Польши и ГДР. Строительство велось с 10 декабря 1960 года до 15 октября 1964 года. Нефтепровод берет начало в Альтемьевске (Татарстан), проходит по территории девяти российских регионов через Самару и Брянск до Мозыря (Белоруссия), а затем разветвляется на два участка: северный (по территории Белоруссии в Польшу, Германию, Латвию и Литву) и южный (по территории Украины в Чехию, Словакию и Венгрию). На своем пути "Дружба" пересекает Волгу, Оку, Днепр, Днестр, Вислу и Дунай. В 1969-1974 годах из-за возросшей потребности стран Европы в нефти по тому же маршруту была проложена вторая очередь трубопровода — "Дружба-2", позволившая удвоить экспорт черного золота из СССР. С июля 2006 года, после аварии в Брянской области, прокачка нефти в Прибалтику полностью прекращена. В настоящее время "Дружба" является крупнейшей в мире системой магистральных нефтепроводов, общей протяженностью 8,9 тысячи километров (из них 3,9 тысячи на территории России). В ее составе 45 основных и 38 промежуточных насосных станций. Мощность нефтепровода — 66,5 млн тонн в год. Российский отрезок эксплуатируется компанией "Транснефть". На обслуживании технических сооружений "Дружбы" заняты около 4 тысяч человек.
Словом, недоверие и политические разногласия не позволяют построить новую "Дружбу". Выход, найденный российским властями,— строительство новой системы — БТС-2. Но эта труба не способна полностью заменить "Дружбу": не те объемы прокачки, да и инфраструктура в Восточной Европе построена с таким расчетом, чтобы принимать нефть именно из "Дружбы".
По диким степям Забайкалья
Могут возразить: "Дружбой" с ее проблемами российская нефтепроводная система не исчерпывается, ведь строят же и новые объекты. Настоящим суперпроектом, например, стала ВСТО ("Восточная Сибирь — Тихий океан"). Оказывается, однако, что и ВСТО вызывает у специалистов не меньше опасений по части возможной аварийности, чем "Дружба". По словам Бородавкина, "маршрут трубы изменили по решению Путина, пустили в обход Байкала, но должного изыскания трассы не провели, все делали в спешке, в результате труба проложена по склонам, подчас прямо по камням".
Между тем строительство любого трубопровода предваряют изыскания на местности — определение свойств и характеристик грунтов, на которые ляжет труба. С ВСТО слишком торопились. В результате за Байкалом труба частенько проходит по склонам возвышенностей. А в горах, как известно, грунты всегда подвержены оползням. Удержать их на склоне технически невозможно. Вот и получается, что труба рано или поздно оказывается лежащей на камнях. Значит, вмятины, а их нужно вырезать, ставить катушки. "На ВСТО катушек уже сейчас немало, сам видел",— утверждает Бородавкин.
Проблема еще и в том, что аварийные участки, согласно имеющейся практике, выявляются, как правило, уже после того, как случилась беда. На недавней международной конференции по космическому мониторингу было заявлено, что дорогостоящие снимки трубопроводов из космоса плохо помогают в обнаружении трещин. Но ставка сделана именно на них, а не на аэрофотосъемку на малой высоте, позволяющую фиксировать мельчайшие огрехи в системе. Госкорпорациям явно выгоднее брать то, что дороже.
Тришкин кафтан
Словом, поручиться за безаварийность поставок нефти ни по старым, ни по новым российским нефтепроводам нельзя. Но это, как выясняется, еще полбеды. Скоро могут возникнуть проблемы иного рода — что по этим трубам поставлять...
"Хуже всего то, что государство отстранилось от изучения недр",— говорит завкафедрой Университета нефти и газа им. Губкина, доктор геолого-минералогических наук, профессор Виктор Гаврилов. В результате исследования ведут преимущественно сами корпорации и фирмы на своих участках — идет так называемая лоскутная геология. Ни доступа к получаемой ими информации, ни обмена ею, ни обобщений. А между тем проблемы с восполнением ресурсов есть у всех, и немалые.
Та же "Дружба": первоначально предполагалось, что по ней пойдет нефть из Татарстана и Башкирии (Волго-Уральская нефтегазовая провинция). В настоящее время ресурсы этих регионов в значительной степени выработаны (до 70-80 процентов). В последние годы, по словам Гаврилова, добыча нефти в Татарстане держится на уровне около 30 млн т в год, а в Башкирии — около 10-11 млн тонн. При существующих темпах экспорта запасов нефти в этих регионах хватит лет на 15-20. Это было очевидно еще в советские годы, поэтому в 1974 году была запущена вторая труба "Дружбы" — из Сургута. В Европу потекла нефть из Западной Сибири.
У российской стороны больше всего претензий к украинскому и белорусскому участкам "Дружбы". На фото — нитка нефтепровода в Гомельском районе
Фото: Сергей Васильев, Коммерсантъ
Но на этот же источник настроен пока и ВСТО, хотя руководством "Транснефти" было неоднократно заявлено, что этот нефтепровод будет работать на восточносибирских месторождениях (Северо- и Южно-Талаканские, Восточно-Алинское, Севастьянское, Чонское и др.). Но до сих пор эти и другие нефтяные и газовые месторождения Восточной Сибири недоразведаны и не подготовлены к разработке. Слишком труднодоступными они оказались: сложны геологические условия, неразвита инфраструктура. Тяжело и дорого вести там геологоразведку. Частникам, особенно средним и мелким компания, не по карману. Государство, справедливости ради, внесло свою лепту — за счет бюджета (26 млрд рублей) были приращены извлекаемые запасы по нефти и газу. Но этого мало: по оценкам специалистов, нужны вложения в 200 млрд рублей в год, чтобы восполнить недостающие объемы.
Остается одно — перебрасывать нефть из месторождений Западной Сибири (54 процента суммарных ресурсов России). Прежде всего из Ванкорского месторождения, открытого еще в советское время (оно находится на границе Западной и Восточной Сибири, его запасы примерно 500 млн тонн). Но Западная Сибирь и Волго-Урал — это еще и старые нефтегазодобывающие регионы. Степень выработанности ресурсов тут достигает 70 процентов по нефти и 50-60 процентов по газу. Для примера: 150 основных нефтяных месторождений Западной Сибири почти исчерпаны, как говорят специалисты, "находятся в стадии падающей добычи" (Самотлор, Мамонтовское, Федоровское и др.). Та же картина по газу: гигантские месторождения Уренгоя, Надыма, Заполярного почти на 80 процентов выработали свой ресурс. Отсюда и прогнозы по дефициту нефти: он ожидается совсем скоро — через 25-30 лет.
Нельзя сказать, чтобы "черное золото" совсем не искали: затраты на геологоразведочные работы значительно увеличились в 2005 — 2008 годах с 70,4 млрд. до 176,4 млрд. рублей соответственно, вырос и объем бурения. Проблема в том, что этого все равно недостаточно для выполнения в перспективе уже подписанных контрактов, не говоря об увеличении объемов экспорта. Прирост запасов лишь компенсирует добычу, но не позволяет ей развиваться. Фактически, сегодня используется то, что было подготовлено в советские годы. А для того, чтобы поддерживать нынешний уровень экспорта нужно находить в 1,5-2 раза больше новых месторождений, чем сегодня.
Не сильно выручит и модная нынче ставка на развитие шельфа. Там, согласно планам правительства, планируется добывать к 2030 году около 50 млн. тонн нефти. Вот только где и как? На Каспии (месторождения имени Филановского и имени Корчагина) вряд ли могут дать больше 6-8 млн. тонн. На Сахалине из семи проектов развиваются только два, и активизации процесса не видно. Хотя запасы двух разрабатываемых месторождений немалые — 265 млн. тонн на "Сахалине-1" и 180 млн. тонн на "Сахалине-2", по оценкам специалистов, добыча составит около 10-15 млн. тонн к 2030 году. По словам Гаврилова, главное месторождение шельфа Печорского моря — Приразломное (80 млн. тонн)- было открыто на заре перестройки в 1989 году , но так и не введено в разработку. Остальные открытые запасы — невелики по объемам. О разработке нефтяных месторождений на восточно-сибирском шельфе в ближайшей перспективе специалисты говорят нерешительно — слишком уж сложно и дорого.
Ну а все статистические данные, свидетельствующие о приросте добычи нефти в последние годы — лукавая цифра. Этот прирост получен не за счет новых открытий, а за счет манипуляций цифрами на старых месторождениях. Чиновники советских времен предпочитали занижать официальные показатели запасов, к вящей радости нынешних владельцев месторождений, которые выжимают из имеющегося все до последней капли.
В такой ситуации переброс "черного золота" с одного направления на другое выглядит вполне закономерным. Только бы трубы при этом не подкачали...
Справка
Петр Петрович Бородавкин, доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой автоматизации проектирования сооружений нефтяной и газовой промышленности Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина. Работал на строительстве ряда газо- и нефтепроводов. Первый доктор технических наук по специальности "Сооружение газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз". За строительство газопровода Уренгой — Помары — Ужгород удостоен Государственной премии СССР (1980). Заслуженный деятель науки Российской Федерации (2002). Почетный работник газовой промышленности. Основное направление научной деятельности — проектирование и строительство трубопроводов в сложных условиях.
Виктор Петрович Гаврилов, заведующий кафедрой Университета нефти и газа им. И.М. Губкина, доктор геолого-минералогических наук, профессор, заслуженный деятель науки Российской Федерации. Председатель Московского правления научно-технического общества нефтяников и газовиков им. И.М. Губкина (с 1997 года); член секции "Развитие сырьевой базы, разработка и обустройство месторождений" НТС ОАО "Газпром". Докторская диссертация "Исследования связей нефтегазоносных структур с региональными разломами эпипалеозойских плит СССР". Автор более 350 научных работ, в том числе ряда монографий, учебников и учебных пособий по геологии и нефтегазоносности различных регионов мира.