Магистральные трубопроводы на пороге XXI века

 Нефть России №3 2000

Олег ИВАНЦОВ,

доктор технических наук, профессор (РАО «Роснефтегазстрой»)

В России за исторически короткий период времени была создана уникальная по протяженности, производительности и сложности система магистральных трубопроводов для транспортировки газа, нефти и нефтепродуктов. Эта трубопроводная система - одно из самых крупных инженерных сооружений XX века. Общая длина магистралей достигла 215 тыс. км. Промысловые трубопроводы составляют еще большую величину - около 300 тыс. км. В новом столетии магистральный трубопроводный транспорт получит еще большее развитие для поставки углеводородного топлива и сырья для внутренних потребителей и на экспорт.

Россия щедро наделена природными ресурсами: 30% мировых запасов и всего 2% населения. В мировом сообществе наше государство -наиболее энергетически обеспеченная держава: 13% мировых запасов нефти, 45% газа, 12% угля, большое количество урана и др. Практически только начаты работы по освоению морских месторождений, получена первая нефть на Сахалинском шельфе.

Даже при очень низком уровне изученности начальные извлекаемые ресурсы углеводородов на шельфе составляют 100 млрд. т. (в пересчете на нефть), или 20-25% от общего объема мировых ресурсов углеводородов. Наиболее перспективны шельфы арктических морей - Баренцева, Печорского, Карского, где сосредоточено более 80% от начальных суммарных ресурсов углеводородов.

По прогнозу Минтопэнерго РФ, добыча нефти к 2010 г. должна возрасти до 310-335 млн. т, добыча газа увеличится на 20-15% и достигнет 700-735 млрд. м3 Ставится задача - довести объем переработки нефти до 200-210 млн. т в год. Всю или почти всю эту массу углеводородов должен принять на свои плечи трубопроводный транспорт.

Существующие трубопроводные системы «Газпрома», «Транснефти» и «Транснефтепродукта»   продолжат свою работу в режиме модернизации и реконструкции. Развернется строительство новых магистралей по западным и восточным маршрутам для обслуживания экспорта и внутренних потребностей.

АК «Транснефть» располагает самой крупной нефтепроводной системой в мире - 46,8 тыс. км. Единая система газоснабжения (ЕСГ) протяженностью 150 тыс. км имеет производительность более 600 млрд. м3 в год, или около 1,75 млрд. м3 в сутки.

Поставки нефти, газа и нефтепродуктов осуществляются внутренним потребителям и 25 государствам СНГ и Европы. Энергетическая безопасность многих из этих стран напрямую связана с надежностью снабжения российскими газом и нефтью. Достаточно напомнить, что в 1998 г. в Центральную и Западную Европу было поставлено 120,5 млрд. м3 природного газа. К 2007 г. эти объемы достигнут 200 млрд. м3. «Газпром» располагает пакетом заключенных зарубежных контрактов почти на 2,7 трлн. м3 «голубого топлива».

На последнем саммите АТЭС (1999 г.) заявлено о подготовке предложений по началу реализации проектов подачи российского газа в Китай, Корею, а затем и Японию. По оценкам, среднегодовые темпы прироста спроса на газ до 2010-2015 гг. в указанном регионе составят 3,1%. Таким образом, в дополнение к европейскому рынку формируется и азиатское направление.

В конце XX века началась реализация новой крупной трубопроводной программы - построен первый участок (209 км) газотранспортной системы Ямал - Европа (рис. 1). В будущем, чтобы поставлять ямальский газ на континент, потребуется уложить две нитки газопровода протяженностью около 12 тыс. км при диаметре 1420 мм. Этот проект обеспечит подачу российского газа в Германию и Польшу в суммарном объеме 65,7 млрд. м3. Ввод в число действующих только первого участка позволит транспортировать через территорию Белоруссии и Польши 3 млрд. м3 газ в год.

Начаты работы и на другой газопроводной системе - «Голубой поток» (рис. 2). Она рассчитана на перекачку из России в Турцию 16 млрд. м3 газа в год. Сухопутная часть этой нитки выполняется из труб диаметром 1420 мм; последний участок, примыкающий к КС на берегу Черного моря, будет работать под давлением 10 МПа. Морской отрезок протяженностью 385 км, выполняемый из труб диаметром 610 мм, рассчитан на давление 25 МПа. Впервые в мировой практике он будет уложен на глубине 2150 м.

Началось строительство нефтепроводной системы Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) - Тенгиз - Астрахань - Новороссийск (рис. 3) -общей протяженностью 1498 км (с учетом 750 км существующих нефтепроводов). Она предназначена для экспортной транспортировки через нефтеналивной терминал на Черноморском | побережье российской, казахстанской и азербайджанской нефти в объеме 64 млн. т в год. Первая очередь (фаза 1) - строительство нового 250-километрового участка с диаметром труб 1016-1067 мм от г. Кропоткина - соединит сеть нефтепроводов России со вновь возводимым черноморским терминалом для экспорта 9 млн. т в год (расчетная пропускная способность системы -15 млн. т в год). Предусматривается также возведение нефтеперекачивающей станции, нефтехранилища и терминала в Новороссийске в виде выносного причального устройства (ВПУ).

Известно, что после распада СССР практически все нефтеналивные терминалы, за исключением Новороссийска и Туапсе, оказались на территории сопредельных государств. Поэтому часть российской нефти, поставляемой в Европу, идет транзитом через Украину и страны Балтии. Эта услуга обходится России порядка 600 млн долларов в год. Часть средств Украина использует для строительства нефтепровода Одесса - Броды. Цель - принять потоки нефти из Азербайджана, Туркменистана и Казахстана, минуя Россию, что скажется на усилении изоляции нашего государства от внешнего рынка.

Вот почему важное геополитическое значение для России имеет сооружение Балтийской трубопроводной системы (БТС), поскольку открывает прямой выход российской нефти на мировой рынок. Первая очередь, БТС (рис.4) должна обеспечить экспорт нефти через порт на Балтийском море(Приморск) в объеме 12 млн т. Она предусматривает  строительство нефтепровода Кириши-Приморск, нефтеналивного терминала в составе портового комплекса.

На очереди - реализация Сахалинских проектов. Ведется проработка сооружения газопровода с месторождений Иркутской области и Западной Сибири в Китай протяженностью более 600 км. В той же стадии - северный маршрут поставок газа в Европу через Балтику или по территории Финляндии и Швеции (рис. 5), а также южноевропейский, начинающийся в Словакии и заканчивающийся на границе с Италией; наконец, газопровод из Республики Саха в Южную Корею и Японию. Далее на очереди морские магистрали с месторождений Карского и Баренцева морей и, в первую очередь, со Штокманского месторождения.

На рубеже столетий для обеспечения надежного функционирования Единой системы газоснабжения необходимо найти оптимальное решение взаимосвязанных научно-технических проблем ее реконструкции, модернизации и дальнейшего развития. При этом следует учитывать соотношение внутренней и экспортной составляющих.

В 1990 г. потребление газа в России составляло 432 млрд м3. В последующем оно непрерывно снижалось, и прогноз показывает возможность сокращения до уровня 330 млрд м3. И только к 2015 г. планируется выход на уровень потребления в 430 млрд м3. С 1989 г. газовая отрасль не финансируется из бюджета и вследствие огромных задолженностей потребителей испытывает большие трудности.

В то же время нельзя допустить отставания газовой промышленности от роста производства в других отраслях. Поэтому и в XXI веке будут строиться новые трубопроводы. Какими они будут?

Анализ накопленного в России и мире опыта проектирования, строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов, новые знания, полученные фундаментальной и прикладной наукой, позволяют представить на концептуальном уровне черты трубопроводов нового столетия.

Магистрали XXI века будут, вне всякого сомнения, высокоэффективными трубопроводами нового поколения, наделенными высоким уровнем обеспечения надежности и безопасности, чистыми в экологическом отношении. Значительно снизятся энергоемкость и энерговооруженность транспорта нефти и газа, причем само энергосбережение рассматривается как новый источник энергии.

На газопроводах в настоящее время в этом процессе осуществляется смена приоритетов, прежде всего за счет:

• внедрения низконапорных технологий транспортировки газа (снижение проектной степени сжатия);

• применения высокоэкономичных газоперекачивающих агрегатов (ГПА) новых поколений;

• внедрения внутреннего покрытия труб для снижения их шероховатости, что повысит производительность до 8-10%.

Только при кардинальном сокращении расхода газа на собственные нужды, достигающего 10% от объема транспортировки, можно обеспечить его эффективную подачу на расстояние до 5-6 тыс. км. Реконструкция газотранспортной системы, таким образом, должна быть сориентирована на снижение как энергетических затрат вообще, так и себестоимости транспортировки газа в частности. Это, в известной мере, -стратегическая задач, если учесть, что удельная энергоемкость транспортировки газа на российских газопроводах ныне примерно в 1,5 раза выше, чем на нитках западных компаний.

В то же время повышение эффективности этого вида транспорта напрямую связано с расширением использования высоких технологий. Так, например, НИТИ «Энергомаш» предлагает для ГПА использовать конструкционные керамические материалы, позволяющие работать при начальной температуре в 1350° С с сокращением расхода охлажденного воздуха в 4-5 раз.

В ближайшие годы предстоит реконструировать более 4 тыс. км газопроводов и 114 КС. Причем вторую задачу можно будет решить на основе конверсии в ВПК, благодаря которой были созданы новые газоперекачивающие агрегаты, применение которых позволит сократить расход топливного газа на 20-30%.

Исторически сложилось так, что нефтегазопроводы строились в нашей стране в условиях жесточайшего дефицита труб при отсутствии каких-либо энергосберегающих технологий. Отсюда и большие расходы на содержание самой большой в мире трубной транспортной системы - примерно 5-6 млрд. долларов в год.

Для повышения ее рентабельности необходимо, в первую очередь, провести техническое и технологическое обновление, связанное с сокращением числа ниток на линейной части, компрессорных цехов на КС, ГПА с эффективным использованием резервов пропускной способности и др.

Элементы требований к трубопроводам нового поколения реализованы при проектировании транспортной системы Ямал - Западная Европа. Для них определены технические решения по обеспечению системной и конструктивной надежности (ее общий коэффициент оценен в 0,979), безопасности и живучести.

Стальные газопроводы и в новом веке будут играть доминирующую роль. Хотя в обозримом будущем, видимо, пока и не потребуются нефтепроводы диаметром более 1220 мм, максимальный для газопроводов останется равным 1420 мм. Начиная с 1971 г., на территории бывшего СССР и теперешней России построено 53 тыс. км газопроводов диаметром 1420 мм при рабочем давлении 7,4 МПа. Суммарная производительность этой системы по поступлению газа - 618 млрд. м3. Интегральный дисконтированный эффект от внедрения системы трубопроводов диаметром 1420 мм, по расчетам ОАО «ЮжНИИгипрогаз», составил около 34 млрд. долларов. При этом было сэкономлено около 13 млн. т. сварных труб большого диаметра. Эти данные подтверждают, что указанный выше диаметр и далее остается самым оптимальным.

Многолетние исследования показали, что для сухопутных трубопроводов повышать давление выше 10 МПа неэффективно. Однако при наличии трубных сталей высокой прочности и особых условий при прокладке отдельных трасс оно может быть и большим. Это, в частности, касается и морских трубопроводов, где в силу специфических условий давление, как, например, на участке перехода через Черное море газопровода «Голубой поток», достигнет даже 25 МПа.

В дальнейшем, без сомнения, получат признание стеклопластиковые и металлостеклопластиковые трубы. Это в немалой степени будет связано с тем фактом, что в магистральном транспорте на первый план выдвинутся принципы его оптимальности: по взаимосвязанному технологическому и экономическому режиму, по растущей значимости экологической безопасности и мониторинга.

Новое развитие получат строительные технологии. Помимо совершенствования контактной и газоэлектрической сварки с автоматическим самоконтролем процессов, широкое применение найдет и лазерная сварка.

Принципиально по-новому будут строиться подводные переходы, повышенная надежность и безопасность которых станет достигаться с помощью использования метода наклонно-направленного бурения. На российском рынке уже появились специализированные компании для выполнения подобных работ. Таким способом, например, были выполнены сотни переходов через водные преграды различной степени сложности, в том числе российско-германским СП VIS & MOS, проложившим переход диаметром 1420 мм через Волго-Донской канал, или недавно законченное в суровых зимних условиях строительство двух переходов через реку Обь длиной 1250 м при диаметре в 400 мм, реализованное консорциумом ассоциации «Внештрубопроводстрой» и немецкой фирмой FAB.

Пожалуй, наиболее эффективным превентивным действием в ряду антиаварийных мероприятий является диагностика технического состояния трубопроводов. Она достигается с помощью комплексной диагностической системы, включающей в себя аэрокосмические методы, внутритрубные магнитные и ультразвуковые дефектоскопы нового поколения. Широкое применение получат также геоинформационные системы и системы глобального географического и геодезическо го позиционирования с использованием DGPS для построения электронных (цифровых) карт с нанесением на них действительного положения трубопровода, арматуры, трубных деталей, а также дефектов, выявленных внутритрубной диагностикой. По данным комплексной диагностики будут определяться уровень риска и остаточного ресурса трубопроводов, стратегия выборочного ремонта.

Полученные практические результаты по диагностике и использование технического мониторинга, эффективного технического обслуживания и ремонта позволят, по мнению специалистов «Транснефти», прогнозировать увеличение срока службы магистральных нефтепроводов до 30 лет.

Сооружения     трубопроводного транспорта находятся в сложном взаимодействии с окружающей средой. «Центр экологической тяжести» нефтегазового комплекса, в том числе трубопроводов, перемещается в районы Западной Сибири и Крайнего Севера. Арктические и субарктические зоны относятся к зонам экологического риска. Не считая геологоразведки, нефтегазовый комплекс осваивает 11 тыс. км2 северных территорий.

Самый чувствительный экологический урон приносят аварии. Так, например, при разрушении продуктопровода широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) в Башкортостане территория поражения составила 2 км2. Наиболее тяжелые экологические последствия сопровождают аварийные ситуации на нефтепроводах. По утверждению экологов, по этой причине ежегодно теряется 1,5-2% добычи нефти. Но куда более впечатляет урон, наносимый окружающей среде. Так, аварии с крупными потерями нефти на нефтепроводе Харьяга - Усинск в Республике Коми в 1994 г. привели к загрязнению большой территории, включая реки Уса, Колва и др.

Отсюда основная задача - надежность и экологическая безопасность трубопроводных систем, превентивные меры предотвращения аварий, обеспечение и контроль за герметичностью систем.

Но не только проблемы добычи, переработки и транспортировки нефти и газа будут в дальнейшем занимать специалистов ТЭК и смежных с ним отраслей российской экономики. По их мнению, вторая половина нового столетия ознаменуется так называемой новой угольной волной. Уголь как новый старый вид топлива станет занимать в общем балансе все более приличествующую ему роль. В этих новых  позициях важное значение будет иметь опять же трубопроводный транспорт. И снова, исходя из соображений экологической безопасности.

В 1983-1985 гг. ВНИИПИ «Гидротрубопровод» совместно с итальянской фирмой Snampyrogetti разработал новую технологию приготовления и транспортировки высококонцентрированной  водоугольной  суспензии (ВВУС), в которой концентрация угля достигала 62% по массе, размеры его частиц - менее 350 микрон. Суспензия подается на форсунки котлоагрегата ТЭЦ по мазутной схеме.

Использование ВВУС на ТЭЦ и других энергетических объектах резко снижает экологическую нагрузку. Так, при сжигании ВВУС выбросы МОх снижаются на 50-70%, 50х - на 30-50%, пыли - на 80-90%, при этом полностью отсутствуют бензопирен и СО. И еще - очень существенный момент: ВВУС как топливо взрыво- и пожаро-безопасно.

Водоугольную суспензию следует считать альтернативным топливом по отношению к пылесжиганию и слоевому сжиганию угля, а также мазуту и газу. Стоимость одной тонны условного топлива (ТУТ) из ВВУС на 40% ниже тонны мазута и примерно равна стоимости тонны из газа.