Устройства магистральных трубопроводов

Тема 8 Транспортные средства. Трубопроводный транспорт

План лекции (1 ч.)

Лекция 1

1. Устройства магистральных трубопроводов.

2. Нефтепроводы, газопроводы и продуктопроводы

3. Проблемы и перспективы развития трубопроводного транспорта

Литература: 4,5, 8,11.

Цель лекции: рассмотреть классификацию и характеристику трубопроводного транспорта, основные проблемы и перспективы развития трубопроводного транспорта

Ключевые слова: подводящие трубопроводы, перекачивающая станция, конечный пункт, компрессорные станции, газопроводы

Рекомендуемые материалы

1. Устройства магистральных трубопроводов.

Трубопроводный транспорт – один из видов транспорта, предназначенный для транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа с мест добычи в районы их переработки и потребления. Кроме нефти, нефтепродуктов и газа по трубопроводам транспортируют уголь, железную руду и другие грузы в размельченном виде, перемешанные с водой. Трубопроводы, перемещающие нефть и нефтепродукты, называют нефтепроводами, газ - газопроводы, уголь и железную руду и прочие грузы - пульпопроводы.

В состав нефтепровода входят трубопровод, перекачивающие станции и линейные вспомогательные сооружения. Нефтепроводы разделяют на промысловые, заводские, нефтегазовые и магистральные. Первые три типа нефтепроводов служат для перекачки нефти и нефтепродуктов на небольшие расстояния и работают, как правило, периодически. По магистральным трубопроводам нефть транспортируется на дальние расстояния, нередко на 1000 км и более. Диаметр магистральных нефтепроводов достигает 1420 мм, давление при перекачке - около 50 атм., а иногда и больше. Основными показателями магистрального нефтепровода являются его производительность, длина, диаметр и число перекачивающих станций. Скорость движения нефти в трубопроводе обычно 1,0-1,5 м/сек. Перекачивающие станции расположены через каждые 100-140 км.

Магистральный трубопровод - сооружение линейного типа, представляющее непрерывную трубу, вдоль которой размещаются сооружения, обеспечивающие перекачку транспортируемого продукта при заранее заданных параметрах (давлении, температуре, пропускной способности и т.п.). В отличие от других линейных сооружений, таких, как автодороги, железные дороги, магистральный трубопровод в течение всего срока эксплуатации находится в сложном напряжённом состоянии под воздействием внутреннего давления перекачиваемого продукта и работает как сосуд высокого давления.

Состав сооружений и их назначение зависят от вида транспортируемого продукта.

Магистральный трубопровод состоит из следующих комплексов сооружений:

- подводящие трубопроводы, связывающие источники нефти или нефтепродуктов с головными сооружениями трубопроводов. По этим трубопроводам перекачивают нефть от промысла или нефтепродукт от завода в резервуары головной станции;

- головная перекачивающая станция, на которой собирают нефть или нефтепродукты, предназначенные для перекачки по магистральному трубопроводу. Здесь проводят приёмку нефти (нефтепродуктов), разделение их по сортам, учёт и перекачку на следующую станцию;

- промежуточные перекачивающие станции, на которых нефть и нефтепродукт, поступающие с предыдущей станции, перекачивают далее;

- конечный пункт, где принимают продукт из трубопровода, распределяют потребителям или отправляют далее другими видами транспорта;

- линейные сооружения трубопровода, к которым относятся собственно трубопровод, линейные колодцы на трассе, станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки, а также переходы через водные препятствия, железные и автогужевые дороги. Кроме того, к ним относятся вертолётные площадки, дома обходчиков, линии связи, грунтовые дороги, сооружаемые вдоль трассы трубопроводов.

Перекачивающие станции - самые сложные комплексы сооружений нефтепровода.

Головная перекачивающая станция предназначена для приёма нефти с установок подготовки нефти и перекачки её из ёмкости в магистральный нефтепровод. В состав технологических сооружений входят: резервуарный парк, подпорная насосная, узел учёта нефти, магистральная насосная, узел регулирования давления, фильтры-грязеуловители, узлы с предохранительным устройством, а также технологические трубопроводы.

Промежуточные перекачивающие станции размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчёту. Среднее значение перегона между станциями для первой очереди 100-200 км, а для второй очереди 50-100 км. В составе технологических сооружений промежуточных станций отсутствуют резервуарный парк, подпорная насосная и узел учёта нефти.

На магистральных нефтепроводах большой протяжённости предусмотрена организация эксплуатационных участков протяжённостью от 400 до 600 км. В начале эксплуатационных участков располагают нефтеперекачивающие станции, состав которых аналогичен головным станциям, однако резервуарные парки их имеют меньшую вместимость. Насосные станции оборудуют насосами и сложным энергетическим хозяйством, мощность которого достигает нескольких тысяч киловатт.

Через цепь последовательно расположенных по трассе перекачивающих станций нефтепродукт поступает на конечный пункт нефтепродуктовода.

В зависимости от схемы присоединения насосов и резервуаров промежуточных станций различают следующие схемы перекачки нефти и нефтепродуктов по трубопроводам: постанционную, через один резервуар насосной станции, с подключённым резервуаром, из насоса в насос.

При постанционной системе перекачки нефть принимают поочерёдно в один из резервуаров станции, подачу на следующую станцию осуществляют из другого резервуара. При перекачке через один резервуар насосной станции нефть от предыдущей станции поступает в резервуар, служащий буфером, и одновременно откачивается из него.

При перекачке с подключённым резервуаром уровень нефти в нём колеблется в зависимости от неравномерности поступления и откачки нефти. При системе перекачки из насоса в насос резервуары промежуточных станций отключаются от магистрали.

Линейная часть трубопровода сооружается про трём конструктивным схемам: подземной, наземной и надземной.

Подземная схема составляет около 98% от общей длины всех построенных трубопроводов. По этой схеме трубы укладывают ниже естественной поверхности грунта.

Наземная схема предусматривает укладку труб на поверхность спланированного грунта или на грунтовое сплошное основание, устраиваемое из привозного грунта.

При надземной схеме трубопровод укладывают на опоры, размещаемые на определённом расстоянии друг от друга.

Для плотных грунтов наиболее удачной схемой является подземная. Она обеспечивает надёжную защиту труб от внешних воздействий, достаточно хорошо стабилизирует положение трубопроводы, обеспечивает его устойчивость, не изменяет вида рельефа, не создаёт никаких препятствий для сельскохозяйственных работ, движения транспортных средств. При подземной прокладке трубопровод и транспортируемый по нему продукт не подвергается резким перепадам температур, что имеет немаловажное значение для обеспечения технологической надёжности трубопровода.

Необходимость в наземной и надземной схемах прокладки магистральных трубопроводов возникла при строительстве в неблагоприятных грунтовых условиях. Особенно широко эти схемы стали применяться в условиях Севера на вечномёрзлых грунтах.

Увеличение мировой добычи нефти и газа в шельфах и акваториях океанов и морей потребовало прокладки магистральных трубопроводов под водой как с заглублением их в грунт, так и без заглубления. Такие трубопроводы называют морскими. Иногда магистральный трубопровод имеет морскую и сухопутную часть. Такой трубопровод называют сухопутно-морским.

Для сокращения длины трубопровода при выборе направления трассы обычно стремятся придерживаться кратчайшей геодезической линии между начальными и конечными пунктами. Отклонения от генерального направления допускаются только тогда, когда их целесообразность доказана техническими расчётами.

Хотя магистральный трубопровод и представляет собой непрерывную нитку, однако он имеет устройства, позволяющие отсекать отдельные его участки в случае возникновения аварийных ситуаций с целью ограничения объёма потерь транспортируемого продукта и уменьшения ущерба, наносимого природе при вытекании продукта из разрушенного участка.

На нефтепроводах устанавливают задвижки, а на газопроводах - краны. Задвижки и краны - это важные узлы трубопровода. От их надёжности и безотказной работы зависит размер возможных потерь продукта при авариях, уровень вредного его воздействия на окружающую среду.

Важными элементами линейной части трубопровода являются также различного рода узлы и детали: тройниковые соединения, переходы с одного диаметра на другой (переходник), устройства запуска очистных приборов (скребки, шары, поршни и т. д.) и их выхода из трубы.

Около половины стоимости сооружения магистрального нефтепровода приходится на долю труб. Строительство магистрального нефтепровода окупается в относительно короткие сроки (нередко менее чем за 5 лет).

В состав газопровода входят трубопровод, компрессорные и газораспределительные станции. Вблизи газораспределительных станций сооружают газгольдеры сооружения для хранения запасов газа. В качестве движущей силы для транспортирования газа по трубопроводам используется естественное давление природного газа, поступающего из скважины, или же давление, создаваемое компрессорами. Компрессорные станций сооружают через каждые 100-200 км. функция которых заключается в поддержании необходимого давления и скорости движения газа в трубе (поскольку из-за трения газа о стенки трубы два последние показатели имеют тенденцию к снижению) . Компрессоры поддерживают давление (а соответственно и пропускную способность газопровода), добавляя необходимый объем газа (добавление, например, воздуха привело бы к возникновению взрывоопасной смеси).

Компрессорные станции оснащаются газоперекачивающими агрегатами и оборудованием для осушения, очистки, одоризации газа (одорант - вещество, добавляемое в газ и придает ему характерный резкий запах). Кроме этого на компрессорных станциях оборудуются химические лаборатории, периодически проводят анализы воды, масла и других рабочих веществ, а также проверяют загазованность объектов.

Газопроводы по своему назначению делятся на магистральные, местные и внутренние. По магистральным трубопроводам газ от мест добычи или производства подается на большие расстояния до мест его потребления. Местные трубопроводы предназначены для распределения газа в городах, а внутренние - для распределения газа внутри жилых и производственных помещений.

Магистральные и местные газопроводы обычно укладываются в земле траншейным методом. В отдельных случаях магистральные и местные газопроводы прокладываются на огнестойких эстакадах, опоpax, мостах и даже по поверхности земли. Внутренние газопроводы укрепляются обычно на стенах зданий.

Для того чтобы быстро обнаружить утечку газа и тем самым сделать более безопасным его применение, к нему добавляют пахучее вещество (одорант).

Современные магистральные газопроводы имеют диаметр до 1420 мм, работают под давлением 55 атм., обеспечивая при этом пропускную способность около 24 млрд. куб. м газа в год.

Поскольку газопровод не является абсолютно герметичной емкостью через оснащенность его дополнительными механизмами (задвижками, сальниками и т.д.), то при транспортировке неизбежны запланированные потери некоторого количества газа (от 2,5 до 4,0%).

Резкое снижение давления в трубе (особенно в условиях отрицательных температур) способно привести к образованию газогидратных пробки. Образование гидратов газа происходит в случае, когда молекулы воды образуют вокруг молекул газа своего рода скопления и таким образом формируют структуру, внешне напоминает лед. То трубу закупоривает твердая масса, из-за чего движение газа останавливается. Наиболее распространенные методы борьбы с такими явлениями сводятся к использованию метанола или моноэтиленгликоля - для растопления гидратов.

В целом же длина магистрального газопровода может составлять от нескольких десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр - от 150 до 1420 мм. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1420 мм. Трубы и арматура магистральных газопроводов рассчитаны на рабочее давление до 7,5 МПа.

2. Нефтепроводы, газопроводы и продуктопроводы

К началу 90-х гг. в мире функционировало около 1,5 млн. км трубопроводов. По протяженности трубопроводов лидируют США и Россия. Однако есть государства, не имеющие трубопроводного транспорта, например Япония, но в ближайшем будущем и она планирует проложить газопроводы вдоль западного и восточного побережья острова Хонсю. Показатели трубопроводного транспорта представлены в табл. 1.

Таблица 1 - Показатели трубопроводного транспорта по перекачке нефти и нефтепродуктов (1995 г.)

Для мирового трубопроводного транспорта в последние десятилетия характерно строительство морских трубопроводов. Связано это с открытием новых районов добычи нефти и газа на морских шельфах многих стран. Одним из уникальных является газопровод, проложенный из Алжира через территорию Туниса, подводную часть Средиземного моря, Сицилию до Генуи. Далее газопровод разветвляется «потребителям в соседние страны Европы. Протяженность его составляет около 2,5 тыс. км. Россия строит газопровод «Голубой поток» из Краснодарского края по дну Черного моря в Турцию.

Трубопроводный транспорт эффективен на любых расстояниях. По трубопроводам транспортируется более 2/3 добываемого топлива, около 95% сырой нефти, весь природный газ. Характерной особенностью работы трубопроводного транспорта является непрерывность транспортного процесса.

Установлена определенная закономерность в развитии трубопроводного транспорта. В развивающихся странах нефтепроводы и газопроводы строят от мест их добычи к портам вывоза, в развитых странах от портов ввоза к центрам потребления и переработки.

К основным технико-экономическим особенностям и преимуществам трубопроводного транспорта относят:

- возможность повсеместной прокладки трубопроводов;

- большие объемы перекачки грузов;

- низкую себестоимость транспортировки грузов (если принять
среднюю себестоимость перевозок на транспорте за 100%, то на трубопроводном транспорте она составит 30%. на железнодорожном - 80%,
на автомобильном - 1600%);

- герметизацию пространства, в котором транспортируется груз, что
обеспечивает полную сохранность его качества и количества;

- полную автоматизацию операции по погрузке выгрузке и перемещению груза;

- сравнительно небольшие первоначальные капитальные вложения
в строительство трубопровода;

- независимость качества и количества перемещаемых грузов от
климатических условий;

- отсутствие отрицательного воздействия функционирования трубопровода на окружающую среду (за исключением чрезвычайных ситуаций);

- сравнительно невысокие затраты на эксплуатацию трубопровода.

К технологическим трубопроводам относятся трубопроводы в пределах промышленных предприятий, по которым транспортируется сырье, полуфабрикаты и готовые продукты, пар, вода, топливо, реагенты и другие вещества, обеспечивающие ведение технологического процесса и эксплуатацию оборудования, а также межзаводские трубопроводы, находящиеся на балансе предприятия.

Технологические трубопроводы классифицируют по транспортируемому веществу, материалу труб, рабочим параметрам, степени агрессивности среды, месту расположения, категориям и группам.

1) по виду транспортируемой по ним продукции:

- газопроводы,

- нефтепроводы,

- водопроводы,

- воздухопроводы,

- продуктопроводы.

2) по виду движения по ним жидкостей:

- напорные трубопроводы;

- безнапорные (самотёчные) трубопроводы.

3) по виду сечения:

- трубопроводы круглого сечения;

- трубопроводы не круглого сечения (прямоугольные, квадратные и другого профиля).

4) по материалу, из которого они изготовлены:

- стальные (из углеродистой, легированной и высоколегированной стали);

- из цветных металлов и их сплавов (медные, латунные, титановые, свинцовые, алюминиевые);

- бетонные;

- чугунные;

- неметаллические (полиэтиленовые, поливинилхлоридные, стеклянные) и др.

5) По условному давлению транспортируемого вещества:

- вакуумные, работающие при давлении ниже 0,1 МПа;

- низкого давления, работающие при давлении до 10 МПа;

- высокого давления (более 10 МПа);

- безнапорные, работающие без избыточного давления.

6) По температуре транспортируемого вещества:

- холодные (температура ниже 0 ° С);

- нормальные (от 1 до 45 ° С) ;

- горячие (от 46 ° С и выше).

7) По месторасположению трубопроводы бывают

- внутрицеховые, соединяющие отдельные аппараты и машины в пределах одной технологической установки или цеха и размещаемые внутри здания или на открытой площадке;

- межцеховые, соединяющие отдельные технологические установки, аппараты, емкости, находящиеся в разных цехах.

3. Проблемы и перспективы развития трубопроводного транспорта

Главной проблемой в развитии трубопроводного транспорта следует считать дальнейшее увеличение сети трубопроводов для увеличения размеров перекачки и возможности переключения грузопотоков с других видов транспорта. Грузонапряженность нефтепроводов составляет более 7,3 млн. т-км/км (для сравнения — на железной дороге 16,0 млн т-км/км; на речных путях — 1,8 млн т-км/км). Необходимо развитие сети газопроводов как единственно возможного, безопасного и экономически выгодного вида транспорта газа.

Одной из основных технических проблем является проблема повышения провозной способности трубопроводов. Зависимость провозной способности нефтепровода от диаметра трубы может быть проиллюстрирована следующими цифрами: при диаметре 720 мм — 15 млн. т в год; 1020 мм — 45 млн. т;. 1420 мм — 75 млн. т. В нашей стране основная сеть трубопроводов имеет диаметр до 1020 мм. Удельные капитальные вложения снижаются от увеличения диаметра. Например, использование труб диаметром 1420 мм дает уменьшение капиталовложений на 20%, а по эксплуатационным расходам — на 30% от уровня затрат при диаметре 1020 мм. Трубы диаметром 1420 мм при давлении в 10 МПа позволяют повысить производительность на 40%, а при давлении 12 МПа — в 2 раза. При диаметре труб 1600 мм и давлении 7,6 МПа провозная способность трубопровода может увеличиваться вдвое, а при диаметре 2000 мм — в 3—4 раза по сравнению с диаметром 1020 мм. Однако стоимость трубы и ее транспортировки к месту укладки возрастает значительно, поэтому эксперимент прокладки труб диаметром 2500 мм не дал положительного результата.

Повысить провозную способность можно, увеличив давление в трубах, но для этого требуются многослойные трубы, что удорожает их стоимость. Увеличение провозной способности может достигаться также прокладкой вторых линий. Производительность транспортировки газа в сжиженном состоянии повышается в 3—4 раза, но из-за повышения его химической активности требуются легированные стали для изготовления труб. Природный газ из скважин имеет температуру около 40°С и его необходимо охлаждать до температуры фунта. Разрабатывается метод охлаждения газа до температуры минус 70—75°С с теплоизоляцией труб, что также повысит пропускную способность газопроводов. Производительность может быть повышена при ликвидации турбулентности, снижающей скорость транспортировки. Для этого применяют искусственные водоросли , разбивающие поток жидкого груза.

На 1 км газопровода диаметром 1420 мм идет примерно 700 т труб. Перед металлургами стоит задача создания особо прочных и тонкостенных труб. Острой является проблема внешней и внутренней коррозии труб из-за химической активности транспортируемого груза. Изоляция внутренних поверхностей повышает пропускную способность на 5—8%, но удорожает общую стоимость труб. В крупных городах проблема коррозии усугубляется блуждающими токами. В стране ежегодно из-за коррозии теряется до 15 млн т стали.

Трубы от коррозии защищаются различными методами, в частности, битумно-бумажным покрытием, полимерными пленками с защитными обертками, эпоксидными и лакокрасочными пленками, пенополиуретаном и др. Самым надежным является эмалирование, но в связи с его дороговизной применяется довольно ограниченно, в основном в городах. За рубежом применяют полиэтиленовые покрытия на предварительно нанесенной клеевой состав из бутилкаучука или покрытия на основе эпоксидных смол, обладающих высокой адгезионной прочностью и стойкостью к повышению температуры, а также многослойные покрытия из полиэтиленовых и поливинилхлоридных лент на бутилкаучуковой грунтовке. Для внутренней изоляции применяют лакокрасочные покрытия на основе эпоксидных полиуретановых смол и цементно-песчаные покрытия.

Трубопроводы в зависимости от природно-климатических условий региона укладываются непосредственно на землю, на специальные эстакады или закладываются в землю (наиболее распространенный способ для городских трубопроводов). При пересечении водных преград трубопровод проводят по дну. В связи с этим возникают проблемы, особенно в зонах вечной мерзлоты, пустынно-степных и др., так как при перекачке грузов трубопровод нагревается, и меняется тепловой режим почвы. Мерзлота подтаивает, что приводит к отрыву трубопроводов. В зонах с низкими температурами обычные марки стали становятся хрупкими. Для районов, характеризующихся лавинообразованием, изготавливаются многослойные трубы, что позволяет поднимать рабочее давление до 15 МПа. Лазерная спайка и сварка повышает качество швов.

Для уменьшения металлоемкости, массы, коррозии применяются пластмассовые трубы. Опыт США, Канады, Германии и других стран показал рентабельность этого материала — 1 т пластмассовых труб заменяет 7,5 т стальных и 12 т чугунных труб. Некоторые пластики при диаметре до 70 мм выдерживают давление до 25 МПа, что позволяет увеличивать провозную способность трубопровода в 1,5 раза. Однако прочность и термостойкость пластиков еще недостаточны.

Для улучшения экологической обстановки в районе пролегания трубопроводов необходимо наладить наиболее быстрый поиск неисправностей. Разработан метод дистанционного обнаружения повреждений лазерным анализатором, установленным на самолете.

Остается сложной проблема уменьшения количества персонала, работающего, как правило, вахтовым методом на промежуточных компрессорных станциях. Для этого продолжаются исследования по широкому внедрению средств автоматизации управления работой трубопроводов. Такие системы позволяют обеспечить оптимальное функционирование трубопровода по заданным параметрам, а также вести учет и анализ производственной и экономической деятельности.

Решение части проблем на трубопроводном транспорте позволило за последние годы снизить себестоимость перекачки нефти на 15-20%

Казахстан обладает огромными подтвержденными запасами нефти и газа. Для транспортировки углеводородов в республике используется более 20 тыс. км магистральных трубопроводов. Имеется ряд нерешенных проблем обеспечения поставок нефти и газа на внутренний рынок и на экспорт. Проблемы внутреннего рынка заключаются в том, что запасы и добыча нефти сосредоточены на западе, в то время как потребители находятся на юго-востоке и индустриальном севере.

Как наследие советской экономической системы, добываемая на западе нефть транспортируется, преимущественно, через Россию на мировые рынки, а внутренняя потребность в углеводородах на востоке удовлетворяется путем импорта из Сибири. Кроме того, большинство из существующих трубопроводов были построены несколько десятилетий назад и предназначались для реализации целей бывшего Советского Союза, а не Казахстана, как независимого государства.

В общем объеме перевезенных грузов в 2010 году доля трубопроводного  транспорта  составила 8%, в  грузообороте – 23%. В объеме совокупных доходов от транспорта доля трубопроводного транспорта составляет 39,8%. В Казахстане транспортировку нефти и газа осуществляют компании: «КазТрансОйл» («КТО») и «КазТрансГаз» («КТГ»). За 2010 год перекачано 194,0 млн. тонн нефти и газа по сравнению со 166,1 млн. тонн за 2003 год.

Одной из серьезных проблем функционирования магистральных нефтепроводов является проблема незаконных врезок в трубопроводы «КТО», что несет угрозу не только безопасной деятельности компании, но и экономике и экологии страны, имиджу государства как надежного и стабильного партнера на мировом рынке поставки углеводородов. Распространение врезок приняло широкий размах, превратившись в организованный преступный бизнес.

Современное состояние газовой трубопроводной инфраструктуры Казахстана характеризуется устаревшей производственно-технической базой, нарастающим уровнем непригодности магистральных трубопроводов, отсталостью ремонтного оборудования и применяемых технологий. В последние годы темпы роста эксплуатационных расходов газопроводного транспорта превышали рост грузооборота. Ремонт и модернизация магистральных газопроводов требуют немалых расходов. За 2008 – 2010 годы «КТГ» инвестировал в модернизацию и строительство более $780 млн. За 10 лет реконструировано и построено свыше 1 000 км трубопроводов с учетом новых международных магистралей.

Экспертами прогнозируется, что в ближайшем будущем Казахстан может войти в «десятку» ведущих нефтедобывающих стран, выйти на уровень Кувейта. Соответственно возрастает потребность в транспортировке углеводородов на внутренний рынок республики и ожидаемое удвоение экспорта нефти в период до 2020 года. Перспективы трубопроводного транспорта в Казахстане предполагают несколько направлений развития с целью преодоления имеющихся диспропорций, повышения готовности транспортировать возросшие объемы нефти после освоения крупнейших месторождений республики на этапе 2015 – 2020 годов.

В рамках планов развития трубопроводной инфраструктуры для экспорта казахстанской нефти предстоит реализация следующих проектов:

– расширение КТК, стартовавшее в 2011 году позволит в начале 2015 года увеличить экспорт казахстанской нефти с 28* до 52 млн. тонн в год, что потребует инвестиций в размере $5,4 млрд.;

– увеличение  мощности  трубопровода «Казахстан-Китай» с 11 до 20 млн. тонн предполагает строительство дополнительных нефтеперекачивающих станций и будет реализовано по мере роста ресурсной базы;

– Казахстан до 2020 года сохранит объем экспорта в размере 15 млн. тонн нефти через нефтепровод Атырау – Самара. На данном направлении необходима модернизация нефтепровода;

– Казахстан к 2020 году планирует отказаться от экспорта нефти на Оренбургский ГПЗ, объем которого составлял 1,6 млн. тонн в 2011году;

– потенциальное использование Казахстанско-Каспийской системы транспортировки (ККСТ) завершает список действующих экспортных маршрутов Казахстана. В рамках этой системы Казахстан намерен к 2020 году увеличить экспорт нефти через порт Актау на Каспийском море с 9 до 12 млн. тонн, экспорт по железной дороге с 7,4 до 11 млн. тонн, соответственно. Намечается строительство трубопровода «Ескене – Курык» и нефтяного терминала в порту Курык, стоимостью около $1,6 млрд., в рамках ККСТ. На данном направлении Казахстану предстоит наращивать флот танкеров и создавать базы технического обслуживания флота.

Среди потенциальных дополнительных экспортных трубопроводов обсуждается иранское направление. По предварительным исследованиям экспертов, маршрут «Казахстан – Туркменистан – Иран» является одним из экономически привлекательных вариантов для экспорта казахстанской нефти на рынки стран Персидского залива. Однако нагнетание политической напряженности вокруг атомной программы Ирана затрудняет реализацию этого и других экономически выгодных проектов строительства трубопроводов для экспорта казахстанских энергоносителей.

Принятый в Казахстане принцип – «равный доступ к системе магистральных нефтепроводов для всех грузоотправителей», предполагает решить в перспективном периоде вопросы транспортировки нефти в восточном направлении в Индию. Индийская Компания «ONGC» вошла в нефтяной бизнес Казахстана, приобретя долю в проекте «Сатпаев»  в размере 25% в 2011 году.

Для Казахстана все более перспективным энергоносителем становится природный газ. Добыча газа в 2015 году достигнет 59,3 млрд. кубометров, по сравнению с 42 млрд. в в 2010 году. Особенностью разведанных запасов газа в республике является то, что добыча газа ведется попутно с добычей нефти и конденсата.

Поэтому активное освоение месторождений и резкий рост объемов добычи нефти вызывают потребность утилизации все увеличивающихся объемов добываемого попутного газа*. В этой связи для Казахстана является полезным изучить опыт Норвегии, США и России, где уровень утилизации попутного газа составляет, соответственно, 98, 97 и 95%%.

Для обеспечения 1,5 млн. казахстанцев на юге республики доступным газом «КМГ» планирует построить третью нитку магистрального газопровода «Казахстан – Китай» и магистральный газопровод «Бейнеу –Бозой – Шымкент». За период с 2010 по 2020 годы прогнозируется увеличение добычи сырого газа на 50%, что связано с началом реализации проекта по освоению Кашаганского месторождения. Общие инвестиции проекта оцениваются в объеме свыше 500 млрд. тенге. Газопровод строится на паритетных началах с Китайской стороной. Срок окончания строительства линейной части – 2013 год. Мощность на первом этапе составляет 5 млрд. куб.м. в год***. Строительство газопровода «Бейнеу – Бозой – Шымкент» и соединение его с газопроводом «Центральная Азия – Китай» также обеспечивает возможность экспорта казахстанского газа в Китай.

В перспективном периоде в Казахстане увеличится транзит газа до 160 млрд. кубометров. По сообщениям «КТГ», * В 2010 году объем сжигаемого газа на факелах на казахстанских нефтепромыслах составил 1,4 млрд. кубометров (включая объемы технологически неизбежного сжигания), или 3,6% от общей добычи газа. В Атырауской области только в 2010 году за сверхнормативное сжигание газа в факелах компании заплатили в бюджет более 180 млн. тенге штрафов вместо мер защиты окружающей среды и утилизации ценного сырья.

В Казахстане  решаются  вопросы  дальнейшего  развития газификации в регионах. Однако на современном этапе признано экономически нецелесообразным прокладывать магистральные газопроводы на северо-восток и в центральный Казахстан**.

Серьезной проблемой строительства и реконструкции газопроводов в Казахстане является отсутствие в республике производства  труб  большого  диаметра,  способных  выдержать высокое давление транспортируемого газа. Стоимость труб  достигает  почти  половины  стоимости  газопровода.  В этой связи, учитывая, что в перспективе на ближайшие 50 – 70 лет Казахстан остается транзитером и экспортером газа, производство  больших  труб  целесообразно  организовать  в Казахстане в расчете на казахстанские потребности, а также на экспорт в Узбекистан, Россию и другие государства ЦА, имеющие магистральные газопроводы.

Среди проблемных вопросов развития казахстанского содержания являются отсутствие в Казахстане мощностей по производству  других  видов  оборудования  для  трубопроводов, высокая стоимость, а также несоответствие производимого на отечественных предприятиях оборудования и техники мировым стандартам качества для трубопроводной инфраструктуры. В этой связи целесообразно особо рассмотреть вопросы организации таких производств и обеспечения качества производимого оборудования с тем, чтобы повысить уровень Казахстанского содержания.

Высокая  значимость  развития  трубопроводной  инфраструктуры  для  экономики  Казахстана  предъявляет  особые требования к научному обеспечению ее развития. Казахстан имеет научное обеспечение в сфере добычи нефти и газа, в т.ч. АО «Казахский институт нефти и газа» (КИНГ), Научно-исследовательский институт по разработке нефтегазовых месторождений*, осуществляющие научное сопровождение производственного  цикла. Учитывая стратегическое значение  развития  трубопроводного  транспорта  в  Казахстане  и  растущие  требования  к  безопасности  его  работы, необходимо усилить научное обеспечение данного сектора транспортной отрасли.

Подготовка кадров в Казахстане для строительства и обслуживания  трубопроводной  инфраструктуры  отсутствует. Имеющиеся  профильные  учебные  заведения  в  основном ориентированы на подготовку кадров в области добычи нефти и газа (КазНТУ им. К.Сатпаева, КБТУ и Атырауский институт нефти и газа).

В этой связи необходимо усиливать научное обеспечение экономического сектора «трубопроводный транспорт» и повышать качество подготовки квалифицированных кадров для него, т.е. увеличивать инвестиции в человеческий капитал, технологии. Необходимо также продолжить реформировать государственную  регуляторную  систему,  уменьшать  бюрократию, выводя государственные услуги на уровень международных и формируя благоприятный имидж для инвесторов и партнеров по бизнесу в трубопроводном транспорте.

Обобщая  анализ  развития  трубопроводной  инфраструктуры в Казахстане необходимо отметить, что нефтегазовый комплекс  Казахстана  развивается  быстрыми  темпами  и  на международной арене Казахстан позиционируется в качестве крупного и надежного поставщика углеводородного сырья. Однако современный уровень развития трубопроводной инфраструктуры в Казахстане отстает от потребностей нефтегазового комплекса, что влияет на экономику Казахстана в целом.

Основными сдерживающими факторами являются:

–  устаревшая производственно-техническая база;

–  нарастающий уровень непригодности магистральных трубопроводов, построенных 20 – 30 лет назад;

–  отсталость ремонтного оборудования и применяемых технологий;

–  недостаток финансовых ресурсов для модернизации и реконструкции имеющихся систем и строительства новых магистральных трубопроводов. Часть вновь построенных экспортных магистральных трубопроводов нуждаются в реконструкции для повышения пропускной способности. Строительство новых потенциальных экспортных трубопроводов сдерживается политическим давлением стран-конкурентов.

В структуре экспорта нефти и нефтепродуктов из Казахстана полностью доминируют поставки сырой нефти. В перспективных планах отрасли не рассматривается хотя бы частичный переход к экспорту обработанных нефтепродуктов.

В  отрасли  недостаточное  внимание  уделяется  повышению  экономической эффективности  использования  имеющихся мощностей, оборудования и технических сооружений магистральных трубопроводов, определению экономически оптимального и безопасного режима транспортировки энергоносителей в трубопроводах, основанных на использовании современных технологий. Результатом являются технологические сбои и аварии, высокие затраты на содержание и эксплуатацию комплекса.

Среди причин такого положения недостаточное научно-техническое  обеспечение  отрасли,  недостаточный  уровень квалификации персонала компаний. Высокий уровень цен на энергоносители также не стимулирует напряженных усилий в  направлении  роста  эффективности,  соблюдении  режима экономии.  Воздействие  этих  негативных  факторов  проявляется в экономических потерях Казахстана в виде сдержи- вания  экономического  развития  отрасли,  недополученных бюджетных поступлений, социально-экономических потерь республики и регионов.

Серьезным  негативным  фактором  является  непрозрачность  деятельности,  как  нефтегазового  комплекса,  так  и состояния  трубопроводной  инфраструктуры,  отсутствие надежной и подробной статистики об их деятельности для выработки  обоснованных  экономических  рекомендаций  на перспективу.

Преодоление сложившегося отставания развития отрасли предполагает устранение имеющихся препятствий и решение проблем отрасли. Для этого в целесообразно предпринять следующие меры:

1. Пересмотреть потребности в перспективном строительстве трубопроводов для экспорта нефти и газа с учетом максимально возможного роста переработки нефти и газа в Казахстане для полного обеспечения нужд экономики и потребительского сектора населения в качественных казахстанских нефтепродуктах. Целесообразно рассмотреть также возможность увеличения переработки нефти и газа в Казахстане с учетом возможного их экспорта в государства ЦА и Индию, т.к. экспорт готовых нефтепродуктов многократно эффективнее и прибыльнее экспорта сырой нефти.

В лекции "Вспомогательные средства поддержки жизненного цикла" также много полезной информации.

2. Разработать ведомственную программу модернизации трубопроводной инфраструктуры с учетом реализации Инновационно-технологической  политики «КМГ». Предусмотреть в данной Программе меры по повышению экономической эффективности, экологической безопасности использования трубопроводной инфраструктуры. В рамках Программы целесообразно проработать экономически эффективные альтернативные  направления экспортных трубопроводов с учетом потребностей и стратегии развития нефтегазового комплекса Казахстана. 

3. Усилить внимание решению социальных проблем населения в регионах прохождения магистральных трубопроводов с целью предупреждения экстремистских акций, краж нефтепродуктов и причинения вреда природе.

4. Предусмотреть меры по максимальному росту утилизации попутного газа с учетом международного опыта для нужд населения Казахстана и для роста экспорта газа.

5. Согласовать тарифы на транспортировку транзитного газа по территории Казахстана с соседними государствами с учетом взаимовыгодного использования газопроводной инфраструктуры и ее модернизации.

6. Укрепить научное обеспечение развития трубопроводного транспорта и повысить качество подготовки квалифицированных кадров для работы на объектах трубопроводной инфраструктуры, что является важнейшим фактором роста эффективности и безопасности деятельности трубопроводного транспорта.

7. Усилить координирующую деятельность со стороны государства за совершенствованием управления трубопроводным транспортом с учетом международного опыта, обеспечения баланса эффективного использования рыночных регуляторов, повышения прозрачности деятельности отрасли.